Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional Tomo III Plan de Expansión de Transmisión. Gerencia de Planeamiento

Tamaño: px
Comenzar la demostración a partir de la página:

Download "Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014 2028. Tomo III Plan de Expansión de Transmisión. Gerencia de Planeamiento"

Transcripción

1 Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional Tomo III Plan de Expansión de Transmisión Gerencia de Planeamiento ETE-DTR-GPL de Noviembre de 2014 Panamá Ave. Ricardo J. Alfaro. Edif. Sun Towers Mall, Piso 3 Tel.: (+507) Fax: (+507)

2 CONTENIDO ANTECEDENTES AL PLAN DE TRANSMISIÓN PESIN PESIN PESIN CAPÍTULO 1: RESUMEN EJECUTIVO OBJETIVO INFORMACIÓN UTILIZADA METODOLOGÍA CRITERIOS DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ACTUAL RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE CORTO PLAZO RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LARGO PLAZO CONCLUSIONES RECOMENDACIONES CAPÍTULO 2: INTRODUCCIÓN INFORMACIÓN UTILIZADA DEMANDA GENERACIÓN PROPUESTA DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE PROPUESTA DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE INFORMACIÓN PARA EL MODELO ENERGÉTICO INFORMACIÓN DE DETALLE PARA EL ANÁLISIS ELÉCTRICO CAPÍTULO 3: DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN SISTEMA DE TRANSMISIÓN ESQUEMAS DE CONTROL DE EMERGENCIA CAPÍTULO 4: CRITERIOS TÉCNICOS CAPÍTULO 5: METODOLOGÍA DETERMINACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DEFINICIÓN DE ESCENARIOS Página No. 2 Noviembre de 2014

3 5.1.2 GENERACIONES FORZADAS Y LÍMITES DE INTERCAMBIO (SIN PLAN) PROYECCIÓN DE COSTO OPERATIVO SIN PLANES VIABILIDAD DE LOS PROYECTOS MODELO DE EXPANSIÓN DE LARGO PLAZO PROCESO DE IDENTIFICACIÓN DE PLANES ANÁLISIS ELÉCTRICOS DE CORTO Y LARGO PLAZO ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD CÁLCULO DEL COSTO DE INVERSIÓN GENERACIONES FORZADAS Y LÍMITES DE INTERCAMBIO CON PLAN COSTO DE OPERACIÓN CON PLAN COMPONENTE COSTOS DE PÉRDIDAS EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DEL PLAN CAPÍTULO 6: DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE CORTO PLAZO ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Periodo Lluvioso Demanda Máxima Demanda Media Demanda Mínima RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Contingencias a Evaluar Análisis de Resultados RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Consideraciones ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Página No. 3 Noviembre de 2014

4 6.2.2 CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año Época Seca en Demanda Máxima Época Seca en Demanda Media Época Seca en Demanda Mínima Época Lluviosa en Demanda Máxima Época Lluviosa en Demanda Media Época Lluviosa en Demanda Mínima RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Contingencias a Evaluar Análisis de Resultados RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Consideraciones ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año Época Seca en Demanda Máxima Época Seca en Demanda Media Época Seca en Demanda Mínima Época Lluviosa en Demanda Máxima Época Lluviosa en Demanda Media Época Lluviosa en Demanda Mínima RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Página No. 4 Noviembre de 2014

5 Consideraciones Contingencias a Evaluar Análisis de Resultados RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Consideraciones ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año Época Seca en Demanda Máxima Época Seca en Demanda Media Época Seca en Demanda Mínima Época Lluviosa en Demanda Máxima Época Lluviosa en Demanda Media Época Lluviosa en Demanda Mínima RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Contingencias a Evaluar Análisis de Resultados RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Consideraciones NIVELES DE CORTOCIRCUITO CAPÍTULO 7: PLAN DE EXPANSIÓN DE CORTO PLAZO CAPÍTULO 8: RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA Y SELECCIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE LARGO PLAZO DEFINICIÓN DE ESCENARIOS GENERACIONES FORZADAS Y LÍMITES DE INTERCAMBIO (SIN PLAN) PROYECCIÓN DEL COSTO OPERATIVO SIN PLAN Página No. 5 Noviembre de 2014

6 8.4 PROYECTOS CANDIDATOS IDENTIFICACIÓN DE PLANES ANÁLISIS ELÉCTRICOS DE LARGO PLAZO Sobrecargas en Estado Estacionario Análisis de Sobrecarga en Condiciones N CÁLCULO DE COSTOS DE INVERSIÓN Costos de las pérdidas RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE BENEFICIOS RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 1: Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 kv (2 circuitos) para el 2020 (A1) RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 2: Línea Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III 230 kv (4 circuitos) para el 2020 (A2) RESULTADOS DEL ANÁLISIS ELÉCTRICO CON LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 1: Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 kv (2 circuitos) para el 2020 (A1) RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 2: Línea Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III 230 kv (4 circuitos) para el 2020 (A2) CAPÍTULO 9: RESULTADOS DE CONFIABILIDAD MODELOS ESTOCÁSTICOS DE FALLAS Parámetros de Confiabilidad de Líneas Parámetros de Confiabilidad de Transformadores MODELO DE CARGA ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA CAPÍTULO 10: ANÁLISIS ELÉCTRICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LARGO PLAZO ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año Época Seca en Demanda Máxima Página No. 6 Noviembre de 2014

7 Época Seca en Demanda Media Época Seca en Demanda Mínima Época Lluviosa en Demanda Máxima Época Lluviosa en Demanda Media Época Lluviosa en Demanda Mínima RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Contingencias a Evaluar Análisis de Resultados RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Consideraciones ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año Época Seca en Demanda Máxima Época Seca en Demanda Media Época Seca en Demanda Mínima Época Lluviosa en Demanda Máxima Época Lluviosa en Demanda Media Época Lluviosa en Demanda Mínima RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Contingencias a Evaluar Análisis de Resultados RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Consideraciones ANÁLISIS DEL AÑO Página No. 7 Noviembre de 2014

8 ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año Época Seca en Demanda Máxima Época Seca en Demanda Media Época Seca en Demanda Mínima Época Lluviosa en Demanda Máxima Época Lluviosa en Demanda Media Época Lluviosa en Demanda Mínima RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Contingencias a Evaluar Análisis de Resultados RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Consideraciones ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE DEMANDA RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año Época Lluviosa en Demanda Máxima Época Lluviosa en Demanda Máxima con Intercambios CAPÍTULO 11: PLAN DE EXPANSIÓN A LARGO PLAZO CAPÍTULO 12: PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES CAPÍTULO 13: PLAN DE REPOSICIÓN DE CORTO PLAZO CAPÍTULO 14: PLAN DE REPOSICIÓN DE LARGO PLAZO Página No. 8 Noviembre de 2014

9 CAPÍTULO 15: PLAN DE PLANTA GENERAL CAPÍTULO 16: PLAN DE AMPLIACIONES DE CONEXIÓN CAPÍTULO 17: PLAN ESTRATEGICO CAPÍTULO 18: CONCLUSIONES CAPÍTULO 19: RECOMENDACIONES Página No. 9 Noviembre de 2014

10 ANEXOS Anexo III-1 Anexo III-2 Anexo III-3 Anexo III-4 Anexo III-5 Anexo III-6 Anexo III-7 Anexo III-8 Anexo III-9 Anexo III-10 Anexo III-11 Anexo III-12 Anexo III-13 Anexo III-14 Plan de Inversiones Análisis de Flujo de Potencia de Corto Plazo Análisis de Corto Circuito de Corto Plazo Análisis de Estabilidad Dinámica de Corto Plazo Plan de Reposición de Corto Plazo Plan de Reposición de Largo Plazo Plan del Sistema de Comunicaciones Plan de Planta General Herramientas de Cálculo Modelos Dinámicos Análisis de Flujo de Potencia de Largo Plazo Análisis de Corto Circuito de Largo Plazo Análisis de Estabilidad Dinámica de Largo Plazo Proyectos Candidatos Anexo III-15 Análisis de Flujos de Carga Considerando Nuevos Proyectos (Año 2020) Página No. 10 Noviembre de 2014

11 TOMO III PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN ANTECEDENTES AL PLAN DE TRANSMISIÓN PESIN 2012 En el año 2012, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) era de 1, MW, de los cuales 1, MW correspondían a centrales hidroeléctricas y MW a centrales termoeléctricas 1. Esto equivalía a 60.30% de capacidad instalada de origen hidroeléctrico y 39.70% termoeléctrico. El Plan Indicativo de Generación 2012 contemplaba el siguiente escenario de referencia para el corto plazo. AÑO PLAN DE GENERACIÓN 2012 PROYECTO CAPACIDAD CAPACIDAD AÑADIDA AL (MW) SISTEMA (MW) Gualaca Lorena Baitún Cochea Sarigua 2.40 Mendre RP La Huaca 5.05 Las Perlas Norte Las Perlas Sur Prudencia El Síndigo El Alto Monte Lirio Pando Eólico I Bajos de Totuma 5.00 Caldera 4.00 La Palma 2.02 Los Trancos 0.95 Río Piedra Santa Maria Bonyic Los Planetas San Lorenzo 8.40 Asturias 4.10 Bajo Frío Barro Blanco Cañazas 5.94 Los Estrechos Ojo de agua 6.46 San Andrés 9.00 Santa María Tizingal 4.64 TOTAL ADICIONADO EN CORTO PLAZO (MW) = Las cifras mencionadas no consideraban las plantas de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP), ni a los sistemas aislados. Página No. 11 Noviembre de 2014

12 Se adicionaban 815 MW en el corto plazo, de los cuales MW corresponden a generación hidroeléctrica de pasada (81.31% del total a adicionarse), 150 MW de generación eólica (18.4%) y apenas 2.4 MW de generación solar (0.29%). Composición de la Generación a Ingresar Plan de Generación Corto Plazo ( ) Tipo de Generación MW % Generación Hidroeléctrica de Pasada = % Generación Eólica = % Generación Solar = % Generación Biogás = % Generación Térmica a Carbón = % Generación Térmica a Gas Natural = % Generación Térmica a Bunker = % Generación Térmica a Diesel = % Total (MW) = % Es decir, el Plan Indicativo de Generación informaba que se desarrollaría fuertemente la generación hidroeléctrica localizada geográficamente en el sector occidental del sistema, con lo cual se estaría haciendo un uso intensivo del sistema de transmisión. Con base a la información que mostraba el Plan Indicativo de Generación 2012, ETESA presentaba el Plan de Expansión de Transmisión 2012, el cual contenía los refuerzos requeridos por el sistema de transmisión para hacerle frente a la generación a instalarse en el corto y largo plazo, con el fin de asegurar el abastecimiento de la demanda del sistema de manera eficiente. El Plan de Transmisión 2012 recomendado por ETESA contemplaba a corto plazo los siguientes refuerzos en el sistema de transmisión: Página No. 12 Noviembre de 2014

13 Año Plan de Expansión de Transmisión 2012 Proyecto de Expansión Repotenciación de los circuitos 230-1C y 2B (Panamá Panamá II) a 350 MVA, mediante cambio de conductor. Instalación de un Banco de Capacitores de 120 MVAR en la Subestación Panamá II 115 KV. Instalación de Banco de Capacitores de 90 MVAR en S/E Llano Sánchez 230 KV. Adición del T3 en la S/E Chorrera 60/80/100 MVA y 230/115/34.5 KV, debido a un aumento en la demanda en el sector Oeste. Adición del T3 en S/E Llano Sánchez 230/115 KV, 60/80/100 MVA. debido a un aumento en la demanda en provincias centrales. Instalación del transformador T4 en S/E Panamá, 230/115 KV, 210/280/350 MVA. Nueva línea de transmisión Santa Rita - Panamá II, doble circuito en 115 kv. Nueva S/E El Higo 230/34.5 KV Adición T2 S/E Boquerón III 230/34.5 KV SVC en S/E Llano Sánchez 230 KV con capacidad aproximada de +100 MVAR. Adición de T3 en S/E Panamá II, 230/115 KV, 175 MVA Tercera línea de transmisión en 230 KV, doble circuito Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II y las ampliaciones de las subestaciones Línea de transmisión en 230 KV Mata de Nance Boquerón III Progreso Frontera, en doble circuito. Incluye un circuito Mata de Nance Progreso, para incrementar su capacidad a un mínimo de 350 MVA/cto. Nueva S/E San Bartolo 230/34.5 KV, seccionando los circuitos /16 (Veladero Llano Sánchez). A largo plazo el Plan de Transmisión 2012 contemplaba proyectos como lo son la repotenciación de circuitos de transmisión y reemplazo de transformadores aumentado la capacidad de transformación para el 2016, aumento de la capacidad en sentido norte-sur mediante una nueva línea de transmisión Las Minas Panamá en 115 kv para el 2018 y la energización de la línea Santa Rita Panamá II en 230 kv para Contando con los refuerzos mostrados en el Plan de Expansión de Transmisión 2012 se cumpliría el objetivo de garantizar el abastecimiento de la demanda de manera segura. Página No. 13 Noviembre de 2014

14 PESIN 2013 Para el año 2013, la capacidad instalada del SIN era de 2, MW, de los cuales 1, MW correspondían a centrales hidroeléctricas y MW a centrales termoeléctricas 2. Esto equivale a 64.60% de capacidad instalada de origen hidroeléctrico y 35.40% termoeléctrico. Al comparar la capacidad instalada del año 2013 respecto a la del año 2012, notamos que ingresaron efectivamente MW de generación, correspondientes casi en su totalidad a generación hidroeléctrica de pasada localizada al occidente del sistema. Es necesario mencionar que con el ingreso de la generación hidroeléctrica de pasada en el año 2012, para el periodo lluvioso del año 2013 se presentaron restricciones en la transmisión en sentido occidente-oriente del sistema, al no contar con la capacidad de transmisión y con la reserva reactiva requerida para transportar la inyección de generación al occidente del sistema de manera segura hacia el centro de carga. Esta condición operativa originó el despacho de generación térmica (de costo mayor al hidroeléctrico) en el centro de carga, reconocido como generación obligada. Como se puede observar, la necesidad de expandir el sistema de transmisión tiene una importancia notoria, razón por la cual el desarrollo del Plan de Expansión de Transmisión se convierte en tema de interés nacional y con suma relevancia. El Plan Indicativo de Generación 2013 contemplaba el siguiente escenario de referencia para el corto plazo. 2 Las cifras mencionadas no consideraban las plantas de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP), ni a los sistemas aislados. Página No. 14 Noviembre de 2014

15 PLAN DE GENERACIÓN 2013 AÑO PROYECTO CAPACIDAD CAPACIDAD AÑADIDA AL (MW) SISTEMA (MW) Mendre Las Perlas Norte Las Perlas Sur Sarigua San Lorenzo 8.40 Monte Lirio Pando La Huaca 5.05 Rosa de los Vientos Marañon Nuevo Chagre Portobelo San Andrés El Alto El Síndigo Santa Maria Bonyic Bajo Frío Asturias 4.10 Barro Blanco Caldera 4.10 Los Planetas Cañazas 5.94 Santa María Ojo de agua 9.00 Los Estrechos Tizingal 4.64 Bajos de Totuma 5.00 Burica Río Piedra La Palma 2.02 Las Cruces San Bartolo La Laguna 9.30 Chuspa 8.80 Tabasará II Punta Rincón** TOTAL ADICIONADO EN CORTO PLAZO (MW) = ** No adiciona capacidad instalada al sistema. Se adicionaban 802 MW en el corto plazo, de los cuales MW correspondían a generación hidroeléctrica de pasada (72.28% del total a adicionarse), 220 MW de generación eólica (27.42%) y apenas 2.4 MW de generación solar (0.30%). Respecto al Plan Indicativo de Generación 2012, no existía una variación significativa en la capacidad instalada a añadirse al SIN en el corto plazo, ya que el plan de 2012 mostraba 815 MW mientras que el plan de 2013 mostraba 802 MW. Página No. 15 Noviembre de 2014

16 Observamos que se mantenía una marcada tendencia a desarrollar la generación hidroeléctrica de pasada al occidente del sistema, con lo cual ETESA debía validar las expansiones propuestas en el Plan de Expansión de Transmisión 2012, para lograr la evacuación de la generación planificada Composición de la Generación a Ingresar Plan de Generación Corto Plazo ( ) Tipo de Generación MW % Generación Hidroeléctrica de Pasada = % Generación Eólica = % Generación Solar = % Generación Biogás = % Generación Térmica a Carbón = % Generación Térmica a Gas Natural = % Generación Térmica a Bunker = % Generación Térmica a Diesel = % Total (MW) = % Nuevamente, con base a la información que mostraba el Plan Indicativo de Generación 2013, ETESA presentaba el Plan de Expansión de Transmisión 2013, el cual contenía los refuerzos requeridos por el sistema de transmisión para hacerle frente a la generación a instalarse en el corto y largo plazo, con el fin de asegurar el abastecimiento de la demanda del sistema de manera eficiente. El plan de Transmisión 2013 recomendado por ETESA contemplaba a corto plazo los siguientes refuerzos en el sistema de transmisión: Página No. 16 Noviembre de 2014

17 Año Plan de Expansión de Transmisión 2013 Proyecto de Expansión Realizar la conexión definitiva del T3 en Llano Sánchez y T3 en Chorrera. (Se encontraban en operación por medio de una conexión temporal). Repotenciación de uno de los circuitos Panamá-Panamá II, con capacidad de 350 MVA/CTO como mínimo. Aumento en la capacidad de transmisión de los circuitos Mata de Nance-Veladero- Llano Sánchez-Chorrera-Panamá a 247 MVA/CTO. Repotenciación del segundo circuito Panamá-Panamá II, con capacidad de 350 MVA/CTO como mínimo. Instalación del transformador T4 en S/E Panamá, 230/115 KV, 210/280/350 MVA. Nueva Línea Santa Rita Panamá II 115 KV, doble circuito. Instalación de Banco de Capacitores de 120 MVAR (4 x 30 MVAR) en S/E Panamá II 230 KV. Ampliación de 50 MVAR del Banco de Capacitores de S/E Panamá 115 KV (2 x 20 MVAR más 10 MVAR adicionales en los bancos existentes). Aumento de la capacidad de la línea Mata de Nance Veladero 230 KV a 350 MVA /CTO en estado normal y a 450 MVA/CTO en emergencia, mediante aumento de la altura de los conductores. Nueva S/E El Higo, seccionando ambos circuitos de Llano Sánchez-Chorrera (230-3B/4B). Adición T2 en S/E Boquerón III (230/34.5 KV). Nueva S/E San Bartolo (230/115/34.5 KV), seccionando los circuitos y (Veladero Llano Sánchez). Nueva L/T 230 KV Mata de Nance Boquerón III Progreso Frontera, conductor 1200 ACAR, con capacidad de 400 MVA/CTO. Adición del T3 en subestación Panamá II (230/115/13.8 KV). Reemplazo de los reactores R1 y R2 de 20 MVAR, 34.5 KV de la S/E Mata de Nance. Reemplazo del transformador de aterrizaje TT2 de la S/E Chorrera 34.5 KV por uno de igual capacidad 19.9 MVA Tercera línea de transmisión en 230 KV doble circuito Veladero Llano Sánchez Chorrera Panamá, conductor 1200 ACAR y capacidad de 400 MVA/CTO. SVC en S/E Llano Sánchez 230 KV. SVC en S/E Panamá II 230 KV. Reemplazo de autotransformador T1 de S/E Mata de Nance 230/115/34.5 KV, por uno con capacidad de 100/80/60 MVA. Reemplazo del autotransformador T1 de la S/E Llano Sánchez 230/115/34.5 KV por uno con capacidad de 100/80/60 MVA. Este es un transformador de conexión. Reemplazo del autotransformador T2 de la S/E Chorrera 230/115/34.5 KV por uno con capacidad de 100/80/60 MVA. Este es un transformador de conexión. Página No. 17 Noviembre de 2014

18 Se observa que nuevamente la propuesta de ETESA consistía en expansiones de líneas de transmisión, ampliaciones en transformación y adición de compensación reactiva a base de bancos capacitivos y estáticos como SVC. Por lo tanto, el Plan de Transmisión 2013 es congruente al Plan de Transmisión A largo plazo el Plan de Transmisión 2013 presentaba proyectos como la ampliación de la capacidad de transmisión en sentido norte-sur, por medio de una nueva línea de transmisión en 115 kv (Las minas Panamá) en 2017 y la energización de la línea Santa Rita Panamá II a 230 kv en el año 2024, ambos proyectos presentados en el Plan de Transmisión De manera adicional se incluían las nuevas subestaciones de Panamá III en el centro de carga para el año 2017 y Metetí en 2018, para la integración del Darién al SIN. Se presentaban proyectos para ampliar la capacidad de transmisión en sentido occidente-oriente por medio de repotenciaciones en tramos de líneas existentes y la adición de un cuarto circuito de transmisión a nivel de 230 kv (Veladero Panamá III), ambos proyectos para el año PESIN 2014 El presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, presenta nuevamente los refuerzos que requiere el sistema de transmisión para eliminar las restricciones que actualmente se encuentran presentes en la operación del sistema y que impiden el cumplimiento del despacho económico. El Plan responde directamente a las señales que brinda el Plan Indicativo de Generación 2014, el cual presenta nuevamente un importante desarrollo de los recursos energéticos del país en un periodo muy corto de apenas 4 años. Se presenta el escenario de referencia del Plan de Generación Página No. 18 Noviembre de 2014

19 PLAN DE GENERACIÓN 2014 AÑO PROYECTO CAPACIDAD CAPACIDAD AÑADIDA AL (MW) SISTEMA (MW) Cerro Azul Tocumen Monte Lirio Rosa de los Vientos Marañón Portobelo Nuevo Chagre El Alto La Potra - Salsipuedes (Antes Bajo Frio) Barro Blanco San Andrés FV PanaSolar 9.90 Paris Bonyic SDR Los Llanos Pando Las Cruces FV Solar XXI Ojo de agua 6.45 El Síndigo Los Planetas La Huaca 4.97 Caldera 6.10 Los Estrechos San Bartolo Tizingal 4.50 Bugaba FV Solar XXI Etapa Burica Santa María PGM Cerro Patacón MMV LPI Bajos de Totuma 5.00 La Laguna La Palma 3.00 Asturias Chuspa 6.65 Cuesta de Piedra Telfers Cañazas 5.94 Santa Maria Río Piedra 9.00 FV Chiriquí 9.00 TOTAL ADICIONADO EN CORTO PLAZO (MW) = 1, Se observa un aumento sustancial en la capacidad instalada a adicionarse en el sistema en el corto plazo. Se adicionan 1,883 MW, lo que representa un aumento de 1,080 MW respecto a la capacidad instalada a corto plazo del Plan de Generación del año anterior (2013), el cual informaba sobre Página No. 19 Noviembre de 2014

20 MW. Es una cantidad muy importante y apenas 4 años para hacer una debida planificación del sistema de transmisión para dar cabida a la inyección que se espera. En la siguiente tabla se muestra las variaciones que presentan los últimos cuatro Planes de Generación, en cuanto a capacidad instalada a ingresar en el corto plazo. Capacidad Instalada a Adicionarse en el Corto Plazo Plan de Generación MW Aumento/Disminución %Variación , % % , , % Capacidad Instalada en Corto Plazo Planes de Generación , MW 1, , Año Debemos recordar que el Plan de Transmisión responde directamente a las necesidades que presente el sistema en cuanto a la oferta que ha de ingresar y a la demanda que será abastecida. Por lo tanto, inevitablemente el Plan de Transmisión deberá ajustar las propuestas de expansión en función de las señales enviadas por los Planes de Generación. El Plan de Generación 2014 presenta una composición de la matriz energética mucho más diversa que sus antecesores, ya que incluye más centrales a base de fuentes renovables como solar y de biogás, y de manera adicional considera la generación a partir de Gas Natural. Página No. 20 Noviembre de 2014

21 Composición de la Generación a Ingresar Plan de Generación Corto Plazo ( ) Tipo de Generación Generación Hidroeléctrica de Pasada = Generación Eólica = Generación Solar = Generación Biogás = Generación Térmica a Carbón = Generación Térmica a Gas Natural = Generación Térmica a Bunker = Generación Térmica a Diesel = Total (MW) = MW % % % % % % % % % % Notamos que ingresan MW en generación hidroeléctrica de pasada y de manera adicional MW en generación solar, las cuales se adicionarán al flujo de potencia desde el occidente del sistema de trasmisión y que harán uso intensivo de la red de transmisión. Debemos recordar que actualmente se presentan restricciones de transmisión para evacuar la generación instalada en el sector occidental del sistema, con lo cual el desarrollo del Plan de Transmisión 2014 será de suma importancia. La presente edición del Plan de Expansión de Transmisión 2014, presenta los refuerzos que han de desarrollarse para eliminar las restricciones mencionadas y para garantizar el abastecimiento de la demanda de manera eficiente, a corto y largo plazo. Página No. 21 Noviembre de 2014

22 CAPÍTULO 1: RESUMEN EJECUTIVO 1.1 OBJETIVO De acuerdo con lo establecido en la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997, a ETESA le corresponde elaborar el Plan de Expansión, de acuerdo a los criterios y políticas establecidas por la Secretaría Nacional de Energía. Igualmente, de acuerdo al Capítulo V del Reglamento de Transmisión establecido por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), a ETESA le corresponde realizar el Plan de Expansión del Sistema Eléctrico para un horizonte de corto y largo plazo. En respuesta a lo anterior, en éste documento se presenta el resultado del Plan de Expansión de Transmisión. El Plan del Sistema de Transmisión evita las congestiones actuales y futuras, a la vez permite minimizar el costo de operación incluyendo inversión, operación, pérdidas y confiabilidad. En el plan se define el programa de inversiones necesarias en transmisión y cuenta con los estudios técnicos para cumplir con los criterios establecidos en el Reglamento de Transmisión de la ASEP. Específicamente, el estudio define la expansión óptima del sistema de transmisión para el periodo y representa la mejor solución económica dentro de los criterios establecidos por los entes normativos y reguladores del sector eléctrico. Se identifican todas las inversiones necesarias para la expansión del sistema de manera que se logre una operación futura segura y confiable. Las instalaciones propuestas comprenden: nuevas líneas de transmisión, incrementos de la transformación en subestaciones, ampliación de instalaciones y equipos de compensación reactiva. Se determina un programa de inversiones adecuado que permite la operación de mínimo costo en el horizonte estipulado. 1.2 INFORMACIÓN UTILIZADA Para elaborar el estudio se utilizaron las proyecciones de demanda elaboradas por ETESA y presentadas en el informe de Estudios Básicos, entregado a la ASEP en febrero de La distribución de cargas por barra se realizó con base a las demandas reales por punto de entrega registradas durante el año De manera adicional se utilizan las proyecciones de demanda y las expansiones planificadas por parte de los agentes distribuidores 3, con el fin de estimar la repartición de la carga a los años futuros y el comportamiento de los flujos de potencia del SIN en la red de distribución. Para el horizonte se incluyeron los proyectos de generación obtenidos en los distintos escenarios del Plan Indicativo de Generación, entregado a la ASEP en junio de El modelado de estos proyectos se realiza con base a información entregada por los agentes durante el trámite de viabilidad de conexión y a parámetros típicos de elementos de un sistema de potencia (líneas, 3 Notas: ENSA: nota DME del 19 de febrero de 2014 y DME del 6 de marzo de 2014; Gas Natural Fenosa: nota CM (EDEMET y EDECHI) del 19 de febrero de Página No. 22 Noviembre de 2014

23 transformadores, modelos de máquina, gobernador, etc.) para aquellos agentes de los que no se cuente con información para su modelado. Para la expansión de la transmisión se utilizan como referencia los proyectos propuestos en el plan de expansión vigente, el cual es el Plan de Expansión del 2013, aprobado por la ASEP de acuerdo a la Resolución AN No Elec del 10 de diciembre de 2013 y los que ETESA ha identificado como prioritarios. Se modela el sistema eléctrico con un total de 306 barras, 155 líneas, 138 transformadores de 2 devanados y 50 transformadores de 3 devanados, y 146 generadores y 197 cargas. También se modela la red de ACP de 44 KV y sus unidades de generación (incluyendo las futuras). En el modelo de red se incluyen todas las barras de 230 KV, 115 KV, 44 KV y las barras de 34.5 KV de las principales subestaciones de ETESA en el interior del país, Progreso, Charco Azul, Boquerón III, Mata de Nance, Caldera, Changuinola, Cañazas, Guasquitas, Veladero, Llano Sánchez y Chorrera, así como las subestaciones Panamá, Panamá II, Cáceres y Santa Rita. La información de detalle para el modelo de confiabilidad tuvo como base las estadísticas de salidas por fallas o mantenimiento programado de líneas y transformadores de ETESA, así como también de las unidades generadoras propiedad de los agentes del mercado. 1.3 METODOLOGÍA En la siguiente figura se muestra el flujograma de la metodología específica con la cual se determina el plan de expansión de transmisión. Página No. 23 Noviembre de 2014

24 Información Base Definición de Escenarios Generaciones forzadas y límites de intercambio (SIN PLAN) Proyección de sobrecosto por restricciones Restricciones Físicas Identificación de Planes Análisis de Cada Plan Calculo del costo de inversión Generaciones forzadas y límites de intercambio Calculo de pérdidas Análisis de Confiabilidad Costo de operación con plan Los detalles del desarrollo de la metodología empleada se describen en el Capítulo 5 del presente documento. 1.4 CRITERIOS Evaluación financiera y selección del plan De acuerdo al Reglamento de Transmisión y por las características del sistema eléctrico, se utilizará el Criterio de Seguridad N-1 en las líneas del Sistema Principal de Transmisión. Igualmente, el Reglamento de Transmisión especifica el nivel de tensión aceptable en los puntos de interconexión de las empresas distribuidoras y grandes clientes, especificando para condiciones de operación normal +/- 5% tanto para 230 KV como para 115 KV y +/- 7% para condiciones de contingencia simple en 230 KV y 115 KV. Se proponen criterios básicos para operación del sistema, diferenciados por estado estacionario y estabilidad. Debe recordarse que la descomposición temporal empleada en la expansión del Sistema de Transmisión es Corto y Largo Plazo que corresponden a un horizonte de 4 y 10 años respectivamente. Página No. 24 Noviembre de 2014

25 1.5 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ACTUAL Mediante un estudio de flujos de potencia tanto en régimen permanente como en estado transitorio, se analiza la condición operativa actual del sistema con el fin de realizar un diagnóstico. El estudio se concentra en la operación del sistema durante el periodo lluvioso del presente año. Se encuentra que el sistema presenta restricciones en la capacidad de transmisión para evacuar la generación localizada al occidente del país, la cual es en su totalidad generación de tipo hidroeléctrica. Durante el periodo lluvioso cuando se cuenta con el máximo aporte hídrico para la generación de energía, no es posible el despacho del total de generación concentrada en la región occidental ya que esta supera la capacidad de transmisión de las dos líneas troncales que vinculan el occidente del sistema con el centro de carga (Ciudad de Panamá). De manera adicional, el sistema presenta déficit de reservas reactivas que permitan compensar el sistema de transmisión para hacer posible la transmisión de las grandes cantidades de energía que se transportan a largas distancias hacia el extremo opuesto del sistema. Como consecuencia, el sistema requiere del despacho de generación térmica concentrada en el centro de carga (generación obligada), rompiendo el despacho económico. Considerando la generación existente en la región occidental del sistema 4, y la que se espera que ingrese durante el periodo lluvioso, se tiene una capacidad instalada aproximada de 1,285 MW y la capacidad de transmisión actual en sentido occidente-oriente es de 1,044 MW. De los estudios de flujos de potencia se determina que durante el periodo de demanda máxima se requiere de aproximadamente 475 MW en generación obligada en el centro de carga en orden de operar el sistema de manera segura, cumpliendo los criterios de calidad y seguridad operativa. Con ello el intercambio esperado entre la región occidental y el centro de carga es de 670 MW el cual considera la operación de los Esquemas de Control Suplementario (EDCxPG_BLM y EDCxPG_PANAM) implementados en Durante el periodo de demanda media la condición operativa citada con anterioridad permanece. Se espera el despacho de 323 MW térmicos en generación obligada para operar el sistema de manera segura. Con ello el límite de intercambios entre el occidente y el centro de carga es de aproximadamente 612 MW. El periodo de demanda mínima presenta problemas de estabilidad de tensión sobre la región del centro de carga. Esta condición es debida a que la demanda es abastecida casi en su totalidad por generación importada desde el occidente y únicamente se cuenta con la central de BLM Carbón despachada en la zona capital (ya que no es posible desplazarle durante la mínima demanda, por restricciones operativas). De ocurrir el disparo de la caldera de carbón, se pierde aproximadamente 114 MW y el aporte reactivo que inyecta esta central al SIN, causando un colapso de tensión. Para evitar la condición de inestabilidad de tensión se requiere de aproximadamente 91 MW de generación térmica en el 4 Para efectos del presente estudio se considera que el occidente del sistema es la región comprendida entre la frontera con Costa Rica y la entrada a la subestación de Llano Sánchez. Página No. 25 Noviembre de 2014

26 centro de carga (generación obligada). Con ello el intercambio para el periodo de demanda mínima será de 472 MW aproximadamente. En todos los periodos de demanda analizados la contingencia más crítica responde al disparo de la central de Carbón en BLM. Debemos recordar que actualmente se cuenta con esquemas de control suplementarios implementados en las centrales de generación de Bahía las Minas y Panam, con el fin de elevar las transferencias de energía entre occidente y el centro de carga, los cuales han sido considerados en las simulaciones de flujos de potencia realizadas. Es necesario mencionar que la Empresa de Transmisión Eléctrica ha ejecutado refuerzos al sistema de transmisión con el fin de mitigar la condición operativa citada. Entre los proyectos ejecutados y operativos en la actualidad se tiene el aumento en la capacidad de transporte de la línea 1 (Mata de Nance Panamá) llevándole a 247 MVA por circuito y la adición de bancos capacitivos en las subestaciones de Llano Sánchez, Panamá y Panamá II. No obstante a los refuerzos ejecutados, la condición operativa permanecerá hasta que ingrese la tercera línea de transmisión y la compensación requerida (bancos capacitivos y SVC) para aumentar las reservas reactivas del SIN. Página No. 26 Noviembre de 2014

27 1.6 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE CORTO PLAZO En el corto plazo entrarán en operación los siguientes proyectos, algunos de los cuales ya se encuentran en construcción y otros que iniciarán próximamente su ejecución: 1. Doble circuito Panamá II Santa Rita, operado inicialmente a nivel de 115 KV. 2. Nueva línea 230 KV doble circuito Mata de Nance-Progreso-Frontera, con conductor 1200 ACAR, reemplaza la línea existente de circuito sencillo (uno de los circuitos será directo de Mata de Nance a Progreso). 3. Nueva S/E El Higo, seccionando ambos circuitos de Llano Sánchez-Chorrera (230-3B/4B). 4. Adición del transformador T5 en S/E Panamá (230/115/13.8 KV). 5. Adición del transformador T3 en subestación Panamá II (230/115/13.8 KV). 6. Tercera línea de transmisión Veladero-Llano Sánchez-Chorrera-Panamá, a nivel de 230 KV y capacidad de 500 MVA/circuito. 7. Ingreso de dos (2) Compensadores Estáticos de Potencia Reactiva (SVC por sus siglas en inglés). Uno en subestación Llano Sánchez y otro en subestación Panamá II, ambos a nivel de 230 KV, ambos con capacidad de +120/-30 MVAR. 8. Adición de bancos de capacitores de 90 MVAR en S/E Chorrera 230 KV y 60 MVAR en S/E Panamá II 230 KV, asociados a los SVC. 9. Adición de bancos de capacitores de 90 MVAR en S/E Veladero 230 KV, 120 MVAR en S/E San Bartolo 230 KV y adición de 30 MVAR en S/E Llano Sánchez 230 KV. 10. Adición de reactores de 40 MVAR en S/E Changuinola y 20 MVAR en S/E Guasquitas. 11. Reemplazo del conductor 636 kcmil de tipo ACSR, en la línea 115-3/4 (Las Minas Panamá) en 115 KV, por un conductor de alta temperatura, calibre 605 kcmil, tipo ACSS/AW (24/7). El proyecto considera el remplazo de los tramos de línea Las Minas Santa Rita de los circuitos 115-1/ Nueva línea de transmisión Mata de Nance Veladero 230 KV, doble circuito (reemplaza la línea existente). 13. Aumento de capacidad a la línea de transmisión Guasquitas Veladero 230 KV. 14. Nueva Subestación Panamá III 230 KV. 15. Línea de transmisión de 230 KV Telfers Panamá III. 16. Reemplazo del autotransformador T1 de la S/E Llano Sánchez 230/115/34.5 KV por uno con capacidad de 100/100/100 MVA. Este es un transformador de conexión. 17. Reemplazo del autotransformador T2 de la S/E Chorrera 230/115/34.5 KV por uno con capacidad de 100/100/100 MVA. Este es un transformador de conexión. 18. Reemplazo de transformador de aterrizaje TT2 en la S/E Chorrera 34.5 KV por uno de igual capacidad 19.9 MVA. 19. Reemplazo del autotransformador T1 en S/E Mata de Nance 230/115/34.5 KV, por uno con capacidad de 100/80/60 MVA. 20. Reemplazo de reactores R1 y R2 de 20 MVAR en subestación Mata de Nance 34.5 KV. 21. Adición de transformador T2 en S/E Boquerón III (230/34.5 KV). Página No. 27 Noviembre de 2014

28 22. Nueva S/E San Bartolo (230/115/34.5 KV), seccionando inicialmente los circuitos y (Veladero Llano Sánchez). La conexión de esta subestación se migrará a la tercera línea de transmisión cuando ésta entre en operación. 1.7 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LARGO PLAZO En el horizonte de largo plazo ( ), se obtiene que para que el sistema de transmisión cumpla con lo establecido en el Reglamento de Transmisión, se necesitan los siguientes refuerzos: 1. Reemplazo autotransformador T1 S/E Progreso 230/115/34.5 KV, por uno de igual capacidad (50/50/50 MVA). 2. Reemplazo autotransformador T2 S/E Panamá 230/115 KV, por uno de igual capacidad de 175/175/30 MVA. 3. Nueva línea de transmisión de integración del Darién. El proyecto contempla un doble circuito en 230 kv Panamá II Chepo, una subestación Chepo para alimentación de carga y conexión de futuros proyectos de generación, una línea simple en 230 kv Chepo Metetí y una subestación Metetí para la integración de la Provincia del Darién. 4. Nueva Línea de Transmisión Punta Rincón Telfers a nivel de 230 kv, en doble circuito. El proyecto contempla la ampliación de la futura subestación Telfers para el ingreso de esta línea de transmisión. 5. Nueva línea de transmisión subterránea Panamá-Cáceres en 115 kv, circuito sencillo. 6. Aumento de la capacidad de conducción de la línea 2 (Guasquitas-Panamá II). 7. Reemplazo del autotransformador T2 (230/115/34.5 kv) en subestación Llano Sánchez por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. 8. Reemplazo del autotransformador T1 (230/115/34.5 kv) en subestación Chorrera por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. 9. Nueva subestación Chiriquí Grande 230/500 kv. 10. Cuarta Línea de Transmisión Chiriquí Grande - Panamá 3 a nivel de 500 kv con dos conductores por fase, doble circuito. El proyecto contempla la adición de un patio a 500 kv en subestación Panamá SVC (+150/-30 MVAr) en S/E Panamá 3 en 230 kv. 12. Reemplazo autotransformador T3 S/E Panamá 230/115 KV, por uno de igual capacidad de 350/280/210 MVA. 13. Nueva línea de transmisión subterránea Panamá - Panamá 3 en 230 kv, circuito sencillo. 14. Energización de la LT Santa Rita - Panamá II en 230 kv. Incluye expansión en subestaciones. 15. Aumento de la capacidad de conducción de la línea 1 (Mata de Nance - Panamá). 16. Nuevo banco de capacitores de +90 MVAr en subestación Panamá 3 a nivel de 230 kv. 17. Nueva Subestación Vacamonte 230 kv. El proyecto contempla una línea de transmisión en 230 kv, doble circuito desde Subestación Chorrera. Página No. 28 Noviembre de 2014

29 1.8 CONCLUSIONES CON RELACIÓN AL DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ACTUAL Se presenta déficit de reserva reactiva en el sistema y restricción en la capacidad de transmisión en sentido occidente-oriente durante el periodo lluvioso. Esta condición operativa impide que se logre el despacho económico, ya que para operar el sistema de manera segura se requiere de generación obligada (térmica) en el centro de carga. La condición permanecerá hasta que se dé el ingreso de la tercera línea de transmisión y la compensación reactiva que eleve las reservas del SIN para operar en un punto de estabilidad en caso de contingencias (N-1). CON RELACIÓN AL DIAGNÓSTICO DEL RESTO DEL PERIODO DE CORTO PLAZO (AÑOS ) Año 2015: Se adicionan MW de capacidad instalada en generación al sistema, de los cuales MW se concentran al occidente del sistema, correspondientes a generación hidroeléctrica de pasada y solar. El sistema de transmisión se refuerza mediante la adición de bancos capacitivos, aumento de la capacidad de transformación y el ingreso de nuevas subestaciones. Durante el periodo seco, con el sistema operando en demanda máxima y media se presenta sobrecarga en la línea Las Minas Cáceres (115-1/2), sobre el tramo de Santa Rita hacia las Minas 1, en caso del disparo de alguno de los circuitos que la componen. Esta condición se da cuando se tiene el máximo de generación en la costa atlántica y debido a ello se debe restringir la generación de la central térmica de Termocolón. Durante el periodo de demanda mínima no se presentan restricciones. No se presentan límites de intercambio en sentido occidente-oriente para el periodo seco Durante el periodo lluvioso, permanece la condición de déficit de reactivo en el sistema y restricciones en la capacidad de transmisión en sentido occidente-oriente. Debido a ello no es posible lograr el despacho económico y se despacha generación obligada en el centro de carga. Se limita el flujo de potencia desde el occidente en 720 MW para el periodo de demanda máxima, 684 MW en media y 540 MW en mínima. En todos los casos la contingencia más crítica es el disparo de la caldera de carbón en BLM. Año 2016: Se espera el ingreso de aproximadamente 187 MW de capacidad instalada en el plantel de generación. De estos 177 MW se concentra sobre el occidente del sistema en generación de tipo hidroeléctrica de pasada y solar. Esto representa un mayor flujo de potencia que ha de transportarse por medio del sistema de transmisión hacia el centro de carga. Página No. 29 Noviembre de 2014

30 El sistema de transmisión se refuerza mediante el aumento en la capacidad de transformación, adición de nuevas líneas de transmisión y aumento de capacidad en líneas existentes, instalación de nuevos bancos capacitivos sobre el occidente del sistema y compensación estática por medio de dos SVC. Es necesario mencionar que ingresa la tercera línea de transmisión a nivel de 230 kv, en doble circuito la cual aumenta la capacidad de transmisión en sentido occidente-oriente en 1,000 MVA, eliminando las restricciones presentadas en los años anteriores. Los refuerzos mencionados permiten cumplir con el despacho económico para ambos periodos estivales (seco y lluvioso) para todos los bloques de demanda. Con ello se eliminan las restricciones identificadas en los años anteriores y no se presenta generación obligada en ninguno de los escenarios analizados. Los niveles de intercambios entre el occidente y el centro de carga tienen un aumento sustancial y no se presentan límites de intercambios. El sistema opera de manera segura, sin violaciones a los criterios de calidad (voltaje y cargas en líneas) y seguridad (N-1). Año 2017: Se espera la adición de 1, MW de capacidad instalada en el plantel de generación del SIN, de los cuales MW corresponden a generación hidroeléctrica de pasada al occidente del sistema. El sistema de transmisión deberá reforzarse en función de la nueva generación que ingresa para el periodo bajo análisis. Es necesario mencionar que para el año 2017 ingresa la central de ciclo combinado Telfers, a base de gas natural, la cual cuenta con una capacidad de 660 MW. El sistema de transmisión se refuerza por medio de la adición de la subestación Panamá III, nuevas líneas de transmisión y aumento de capacidad en líneas existentes. Considerando los refuerzos propuestos por ETESA, el sistema opera de manera confiable sin romper el despacho económico, tanto en época seca como en lluviosa, para todos los bloques de demanda. Por lo tanto se cumple con los criterios de calidad y seguridad operativa. Es necesario mencionar que con el ingreso del ciclo combinado Telfers al despacho, se debe considerar como prioritario el análisis del disparo de alguna de las unidades de generación de esta central (en cualquiera de sus configuraciones) ya que se ha identificado que debido a su gran capacidad de generación causan un desbalance importante entre la carga y la generación del sistema. Se analizarán las diversas condiciones operativas de esta central en función de determinar si es requerido un Esquema de Control Suplementario de Deslastre de Carga, en orden de operar el sistema de manera confiable cuando se despachen grandes montos de potencia requeridos por esta central. Página No. 30 Noviembre de 2014

31 CON RELACIÓN A LA EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN En cuanto a la expansión de transmisión de corto y mediano plazo, al incluir los proyectos aprobados y en elaboración, se verifica que el sistema tiene suficiente capacidad de transporte para suplir sus requerimientos internos sin requerir refuerzos en líneas hasta el año En caso de que se logren desarrollar los proyectos de generación hidráulica definidos en los Escenarios 1, 2 y 3 en los cuales aparecen 743 MW de proyectos de generación hidro y eólica a corto plazo ( ), se recomienda reforzar el sistema de transmisión mediante la construcción de los siguientes proyectos: a) Tercera Línea de transmisión de 230 KV doble circuito, conductor 1200 ACAR, Veladero Llano Sánchez Chorrera Panamá, para septiembre del b) Adición de dos SVC, en la S/E Llano Sánchez 230 KV y la S/E Panamá II 230 KV, para agosto de 2016, de +120/-30 MVAR para proporcionar el soporte de potencia reactiva en el sistema. c) Adición de bancos de capacitores de 90 MVAR en S/E Chorrera 230 KV (julio 2015) y 60 MVAR en S/E Panamá II 230 KV (agosto 2016), asociados a los SVC. d) Adición de bancos de capacitores de 90 MVAR en S/E Veladero 230 KV, 120 MVAR en S/E San Bartolo 230 KV y adición de 30 MVAR en S/E Llano Sánchez 230 KV, para julio del e) Una nueva línea de 230 KV, doble circuito, conductor 1200 ACAR, de Mata de Nance Boquerón III Progreso Frontera, con capacidad de 500 MVA/CTO. en reemplazo de la línea actual, para febrero de f) Adición de reactores de 40 MVAR en S/E Changuinola y 20 MVAR en S/E Guasquitas para abril de g) Nueva línea de transmisión Mata de Nance Veladero 230 KV, doble circuito (reemplaza la línea existente) para diciembre de h) Aumento de capacidad a la línea de transmisión Guasquitas Veladero 230 KV para junio de Debido al aumento de generación en el área de Colón por la instalación de nuevas centrales térmicas, se requiere el reemplazo del conductor de las líneas 115-3/4 (Las Minas Panamá) actualmente con capacidad de 93 MVA/circuito por uno de alta temperatura tipo ACSS/AW con capacidad de 230 MVA por circuito. El proyecto contempla el reemplazo de 6.2 km de conductor en las líneas 115-1/2 en el tramo Las Minas Santa Rita. Se estima que el proyecto se encuentre operando a finales de Como consecuencia de la entrada de proyectos de generación a base de Gas Natural Licuado como combustible y su capacidad instalada de 660 MW (2 unidades de 218 MW y una de 224 MW) para inicios del año 2017, se requiere de un nuevo nodo de conexión para este proyecto. Por lo tanto se propone la nueva subestación Panamá III, buscando también mallar el sistema y brindar mayor confiabilidad en la red de transmisión del sector capital. Se estima que la subestación iniciará operaciones para enero de La subestación contará con una capacidad de transformación de 350 MVA para la alimentación a nivel de 115 kv a las empresas distribuidoras. Página No. 31 Noviembre de 2014

32 Con motivo del ingreso de la nueva central de generación a base de Gas Natural Licuado (GNL) para el año 2017, será necesaria la expansión del SPT proveniente desde Colón con una nueva línea de transmisión a nivel de 230 KV partiendo desde Telfers (Colón) hacia la nueva subestación Panamá III 230 kv, para enero de CON RELACIÓN A LA EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN DE LARGO PLAZO En cumplimiento a las indicaciones de la Secretaría Nacional de Energía en el documento Definición de Política y Criterios para la Revisión del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014, en donde se indica que se deberá integrar a la provincia del Darién al SIN, se construirá una nueva línea de transmisión a nivel de 230 kv en doble circuito hacia el sector este del País, partiendo desde subestación Panamá II y finalizando en la futura subestación de Chepo 230 kv. Se integrará provincia del Darién por medio de un circuito simple en 230 kv partiendo desde Chepo y finalizando en la futura subestación Metetí 230 kv. Se estima que el proyecto se encontrará en operación para enero de A manera de brindar un punto de conexión a futuros proyectos de generación para el abastecimiento de la demanda, se adicionará la nueva subestación Vacamonte 230 kv, por medio de una línea de transmisión de 16 km aproximadamente a nivel de 230 kv en doble circuito, partiendo desde subestación Chorrera. Fecha de entrada en operación: septiembre de Con el objetivo de mallar el sistema troncal de transmisión a nivel de 230 kv, brindando mayor confiabilidad al Sistema Principal de Transmisión y aumentando la capacidad de transmisión, se desarrollará el corredor de transmisión norte del país, con la nueva línea Punta Rincón Telfers, en doble circuito a nivel de 230 kv. Con ello se logra completar un anillo en 230 kv entre las subestaciones Llano Sánchez Punta Rincón Telfers Panamá III. Fecha de entrada en operación: junio de El análisis eléctrico de largo plazo verifica la solución del modelo de expansión, complementando la solución con la compensación necesaria para cumplir con los criterios de operación y los refuerzos que cumplan con el Criterio de Seguridad N-1. Luego de haber complementado la solución del modelo DC, se verifica en estado estacionario que el sistema presenta una distribución de flujos adecuada y durante el horizonte de análisis no se presentan sobrecargas en líneas o transformadores en estado normal de operación. En condiciones de contingencia con los proyectos propuestos y en ejecución se logra una adecuada atención de contingencias. En general, el sistema está en una condición adecuada de operación hasta el año 2019 y a partir del año 2020 con los proyectos propuestos se cumple con el criterio de seguridad (N-1). Dado que el modelo de expansión por efecto de la optimización de costos de operación mostró la conveniencia de reforzar el enlace de los subsistemas Oriente y Occidente con las nuevas líneas Chiriquí Grande Panamá III, se pudo verificar mediante análisis eléctrico que era posible lograr el incremento en el intercambio entre ambas áreas mediante enlaces en 230 o 500 kv. Página No. 32 Noviembre de 2014

33 Con un enlace a 500 kv es posible aumentar el límite de intercambio entre los subsistemas Oriental y Occidental, pasando de 890 MW a 1776 MW y con un enlace a 230 kv el límite de intercambio llegaría a 1588 MW. Con cualquiera de las dos alternativas de expansión propuestas para la expansión entre el área Oriente y Occidente del SIN, se logra que la solución permita operar el sistema teniendo en cuenta la intención de ETESA de repotenciar los primeros circuitos a 230 kv entre Veladero- Llano Sánchez-Panamá (Línea 1). A partir de los resultados obtenidos mediante el modelo de expansión, y teniendo en cuenta el análisis eléctrico detallado de largo plazo, se encontró que era necesario evaluar el plan de expansión de líneas del SIN conformado por alguno de los siguientes proyectos eléctricamente equivalentes: Proyecto A1: Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 kv (2 circuitos) para el El costo de inversión aproximado es de 474 millones de B/. Proyecto A2: Línea Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III 230 kv (2 doble circuitos) para el 2020, con compensación capacitiva adicional en Panamá III (120 MVAR) más un doble circuito adicional Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III 230 kv para el año 2026, con un costo de inversión total aproximado de 632 millones B/. El resultado de los análisis demuestran que la mejor alternativa a desarrollar es la A1, Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 kv (2 circuitos) para el 2020 y las subestaciones asociadas: Chiriquí Grande 500/230 KV y Panamá III 500/230 KV. Con el fin de brindar un nodo de conexión a las futuras centrales de gran capacidad localizadas en la provincia de Bocas del Toro, tales como Changuinola II (214 MW) y Bocatérmica (350 MW), se requiere la futura subestación Chiriquí Grande (500/230 kv), de manera tal que la generación adicional que se instalará en la zona no sobrepase la capacidad de transmisión de los actuales circuitos que vinculan Bocas del Toro con el resto del SIN. Debemos recordar que actualmente la central Changuinola I (222 MW) se encuentra operando en la zona. Fecha de entrada en operación: febrero de Previendo el desarrollo de proyectos de gran capacidad al occidente del sistema, como lo son las centrales de generación de Changuinola II (214 MW) y Bocatérmica (350 MW), se requiere de la cuarta línea de transmisión para evacuar la generación concentrada en las provincias de Chiriquí y Bocas del Toro hacia la Ciudad de Panamá. Mediante análisis técnicos y económicos se define que la mejor opción de expansión será mediante una línea de transmisión a nivel de 500 kv, doble circuito con dos conductores por fase. La línea partirá de la subestación de Chiriquí Grande (futura) y finaliza en la subestación de Panamá III (futura). Entrada en operación: febrero de Del análisis de confiabilidad se encontró que el Valor esperado de energía no suministrada (ENS) en el horizonte de análisis, empezando en 0.075% en 2014 y alcanzando un valor de 0.065% en 2016, a causa de la entrada de las nuevas líneas de transmisión. En caso de desarrollarse generación térmica a base de gas natural en la provincia de Colón, se deberá ampliar la subestación de Santa Rita, añadiendo un patio a nivel de 230 kv para la conexión de los proyectos a desarrollarse. Se requiere de la energización de los actuales Página No. 33 Noviembre de 2014

34 circuitos /46 (Santa Rita Panamá II) a nivel de 230 kv para la evacuación efectiva de la generación adicional a conectarse. Enero de Debido a que la línea 1 (Mata de Nance - Panamá) estará próxima a cumplir con su periodo de vida y dado que la misma es la de menor capacidad entre los corredores que vinculan el occidente al centro de carga, se deberá remplazar esta línea por una nueva de mayor capacidad. Este proyecto será efectivo únicamente después de haberse desarrollado la cuarta línea de transmisión. Mayo de RECOMENDACIONES A continuación se presenta los principales proyectos a desarrollarse en el Plan de Expansión: Año 2014: Doble circuito Panamá II Santa Rita, operado inicialmente a nivel de 115 KV. Nueva S/E El Higo, seccionando ambos circuitos de Llano Sánchez-Chorrera (230-3B/4B). Año 2015: Adición del transformador T5 en S/E Panamá (230/115/13.8 KV). Adición de bancos de capacitores de 90 MVAR en S/E Chorrera 230 KV. Adición de transformador T2 en S/E Boquerón III (230/34.5 KV). Nueva S/E San Bartolo (230/115/34.5 KV), seccionando inicialmente los circuitos y (Veladero Llano Sánchez). La conexión de esta subestación se migrará a la tercera línea de transmisión cuando ésta entre en operación. Remplazo de conductor en las líneas 115-3/4 (Las Minas Panamá) por uno de alta temperatura 605 kcmil tipo ACSS, con capacidad de 230 MVA por circuito. El proyecto contempla el remplazo de conductor del tramo Las Minas Santa Rita de las líneas 115-1/2. Año 2016: Nueva línea 230 KV doble circuito Mata de Nance-Progreso-Frontera, con conductor 1200 ACAR, reemplaza la línea existente de circuito sencillo (uno de los circuitos será directo de Mata de Nance a Progreso). Adición del transformador T3 en subestación Panamá II (230/115/13.8 KV). Tercera línea de transmisión Veladero-Llano Sánchez-Chorrera-Panamá, a nivel de 230 KV y capacidad de 500 MVA/circuito. Ingreso de dos (2) Compensadores Estáticos de Potencia Reactiva (SVC por sus siglas en inglés). Uno en subestación Llano Sánchez y otro en subestación Panamá II, ambos a nivel de 230 KV, con capacidad de +120/-30 MVAR y 60 MVAR en S/E Panamá II 230 KV, asociados a los SVC. Adición de bancos de capacitores de 90 MVAR en S/E Veladero 230 KV, 120 MVAR en S/E San Bartolo 230 KV y adición de 30 MVAR en S/E Llano Sánchez 230 KV. Adición de reactores de 40 MVAR en S/E Changuinola y 20 MVAR en S/E Guasquitas. Nueva línea de transmisión Mata de Nance Veladero 230 KV, doble circuito (reemplaza la línea existente). Página No. 34 Noviembre de 2014

35 Reemplazo del autotransformador T1 de la S/E Llano Sánchez 230/115/34.5 KV por uno con capacidad de 100/100/100 MVA. Este es un transformador de conexión. Reemplazo del autotransformador T2 de la S/E Chorrera 230/115/34.5 KV por uno con capacidad de 100/100/100 MVA. Este es un transformador de conexión. Reemplazo del autotransformador T1 en S/E Mata de Nance 230/115/34.5 KV, por uno con capacidad de 100/80/60 MVA. Reemplazo de reactores R1 y R2 de 20 MVAR en subestación Mata de Nance 34.5 KV. Reemplazo de transformador de aterrizaje TT2 en la S/E Chorrera 34.5 KV por uno de igual capacidad 19.9 MVA. Año 2017: Nueva Subestación Panamá III 230 KV. Línea de transmisión de 230 KV Telfers Panamá III. Aumento de capacidad a la línea de transmisión Guasquitas Veladero 230 KV. Año 2018: Reemplazo autotransformador T1 S/E Progreso 230/115/34.5 KV, por uno de igual capacidad (50/50/50 MVA). Reemplazo autotransformador T2 S/E Panamá 230/115 KV, por uno de igual capacidad de 175/175/30 MVA. Año 2019: Nueva línea de transmisión Panamá II Chepo - Metetí. Doble circuito desde Panamá II hasta S/E Chepo a nivel de 230 kv y circuito sencillo desde Chepo hasta Metetí. El proyecto contempla la ampliación en S/E Panamá II 230 kv y las nuevas subestaciones Chepo 230 kv y Metetí 230 kv. Nueva subestación Vacamonte 230 kv. Incluye una línea de doble circuito partiendo desde la S/E Chorrera 230 kv. Nueva línea de transmisión Panamá-Cáceres en 115 kv, circuito sencillo. Aumento de la capacidad de conducción de la línea 2 (Guasquitas-Panamá II). Año 2020: Reemplazo del autotransformador T2 (230/115/34.5 kv) en subestación Llano Sánchez por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. Reemplazo del autotransformador T1 (230/115/34.5 kv) en subestación Chorrera por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. Nueva subestación Chiriquí Grande 230/500 kv. Cuarta Línea de Transmisión Chiriquí Grande - Panamá 3 a nivel de 500 kv con dos conductores por fase, en doble circuito. El proyecto contempla la adición de un patio a 500 kv en subestación Panamá 3. Página No. 35 Noviembre de 2014

36 SVC (+150/-30 MVAr) en S/E Panamá 3 en 230 kv. Reemplazo autotransformador T3 S/E Panamá 230/115 KV, por uno de igual capacidad de 350/280/210 MVA. Nueva línea de transmisión Punta Rincón Telfers, a nivel de 230 kv en doble circuito. Año 2021: Nueva línea de transmisión subterránea Panamá - Panamá 3, en 230 kv, circuito sencillo. Año 2024: Energización de la línea de transmisión Santa Rita - Panamá II en 230 kv. Incluye expansión en subestaciones. Aumento de la capacidad de conducción de la línea 1 (Mata de Nance - Panamá). Año 2028: Nuevo banco de capacitores de +90 MVAr en subestación Panamá 3 a nivel de 230 kv. Años : En el período se deberán adquirir las naves de 230 KV donde entran y salen líneas de transmisión de ETESA pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión. Estas son S/E El Coco (2 naves de 3 interruptores), S/E la Esperanza (1 nave de 3 interruptores y extensión de 8. 5 km de línea de 230 KV doble circuito), S/E 24 de Diciembre (1 nave de 3 interruptores), S/E Cañazas (1 nave de 3 interruptores) y S/E Barro Blanco (1 nave de 3 interruptores). En la Tabla 1.1 a continuación se presentan todos los proyectos propuestos en el Plan de Expansión 2014 y sus fechas de entrada en operación y en la Tabla 1.2 el Plan de Inversiones. En el Anexo III-1 se presenta el plan de inversiones y las fechas de los proyectos propuestos en las cuales las fechas de entrada de los proyectos obedecen a un cronograma que considera tiempos de aprobación, estudios adicionales y tiempos de construcción. Sobre la Expansión a Largo Plazo: En el corto y mediano plazo el sistema tiene una red de transmisión segura, confiable y que técnicamente no presenta problemas estructurales que causen sobrecostos operativos. Desde el punto de vista de transmisión, incluyendo los proyectos aprobados en el plan actual y en elaboración, el sistema tiene suficiente capacidad de transporte para suplir sus requerimientos internos sin requerir refuerzos en líneas hasta el año Teniendo en cuenta para el escenario de Referencia, los resultados del modelo de expansión, el análisis eléctrico de largo plazo, los análisis energéticos de beneficio-costo y los resultados de confiabilidad, se recomienda que a partir del 2020 se amplíe el SIN con el siguiente refuerzo de transmisión: Proyecto A1. Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 kv (2 circuitos) para el El costo de inversión aproximado es de 474 millones de B/. Página No. 36 Noviembre de 2014

37 El proyecto permite la conexión sin restricciones de la generación del Occidente del SIN de manera que pueda llevar la energía de esa área hacia el centro de carga en el Oriente. También permite que se puedan desarrollar de manera segura los trabajos de repotenciación de los circuitos originales que conectan a Veladero-Llano Sánchez-Panamá a 230 kv. Con el proyecto recomendado, en el escenario de Referencia se logra obtener una relación B/C mayor a 1.8 para todos los casos de hidrología simulados. Adicionalmente el proyecto A1 conforma un corredor eléctrico que permite la operación de las interconexiones internacionales sin restricciones. Página No. 37 Noviembre de 2014

38 DESCRIPCIÓN CODIGO Fecha de Plan 2013 Observación Nueva Fecha Plan 2014 Costo (Miles de B/.) 1 TOTAL 1,659, PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE CORTO PLAZO 694,910 4 LINEA SANTA RITA - PANAMA II 115 KV 20,301 5 LINEA SANTA RITA - PANAMA II (CHAG.-PMA II 230 y CHAG-CAC 115) PESIN /1/14 Nueva fecha 31/12/14 15,476 6 ADICION S/E SANTA RITA 115 KV PESIN /1/14 Nueva fecha 31/12/14 2,923 7 ADICIÓN S/E PANAMA II 115 KV PESIN /1/14 Nueva fecha 31/12/14 1,902 8 NUEVA LINEA DOBLE CTO. M. NANCE - PROGRESO - FRONT 230 KV 28,940 9 L/T MATA DE NANCE - PROGRESO (DOBLE CTO) - FRONT 230 KV* PESIN /1/15 Nueva fecha 28/2/16 23, ADICIÓN S/E MATA DE NANCE 230 KV PESIN /1/15 Nueva fecha 28/2/16 3, ADICIÓN S/E PROGRESO 230 KV PESIN /1/15 Nueva fecha 28/2/16 1, SUB EL HIGO (2da NAVE 230 KV) PESIN /7/14 Nueva fecha 31/12/14 3, ADICION TRANSFORMADOR T5 S/E PANAMA 350 MVA PESIN /1/14 Nueva fecha 31/3/15 10, ADICION TRANSFORMADOR T3 S/E PANAMA II 175 MVA PESIN /9/15 Nueva fecha 28/2/16 9, TERCERA LINEA VEL - LLS - CHO - PANAMA 230 KV 273, L/T VELADERO-LLANO SANCHEZ-CHORRERA-PANAMA II DOBLE CTO. PESIN /7/16 Nueva fecha 30/9/16 219, ADICIÓN S/E VELADERO 230 KV PESIN /7/16 Nueva fecha 30/9/16 13, ADICIÓN S/E LLANO SANCHEZ 230 KV PESIN /7/16 Nueva fecha 30/9/16 15, ADICIÓN S/E CHORRERA 230 KV PESIN /7/16 Nueva fecha 30/9/16 17, ADICIÓN S/E PANAMA 230 KV PESIN /7/16 Nueva fecha 30/9/16 7, SVC S/E LLANO SANCHEZ 230 KV +120/-30 MVAR PESIN /1/16 Nueva fecha 31/8/16 22, SVC S/E PANAMA II 230 KV +120/-30 MVAR PESIN /1/16 Nueva fecha 31/8/16 21, ADICION BANCO CAPACITORES 60 MVAR PANAMA II 230 KV (SVC) PESIN Nuevo 31/8/16 6, ADICION BANCO CAPACITORES 90 MVAR CHORRERA 230 KV (SVC) PESIN Nuevo 30/9/15 11, ADICION BANCO CAPACITORES 90 MVAR VELADERO 230 KV PESIN Nuevo 31/8/16 13, ADICION BANCO CAPACITORES 120 MVAR SAN BARTOLO 230 KV PESIN Nuevo 31/8/16 19, ADICION BANCO CAPACITORES 30 MVAR LLANO SÁNCHEZ 230 KV PESIN Nuevo 31/8/16 3, ADICION REACTORES 40 MVAR CHANGUINOLA 230 KV PESIN Nuevo 30/4/16 16, ADICION REACTORES 20 MVAR GUASQUITAS 230 KV PESIN Nuevo 30/4/16 13, S/E EL COCO 230 KV 2 NAVES PESIN , S/E LA ESPERANZA 230 KV 1 NAVE PESIN , S/E 24 DE DICIEMBRE 230 KV 1 NAVE PESIN , S/E CAÑAZAS 230 KV 1 NAVE PESIN , S/E BARRO BLANCO 230 KV 1 NAVE PESIN , AUMENTO DE CAPACIDAD LT BLM- PAN Y BLM-STA. RITA 115 KV PESIN /1/17 Nueva fecha 31/12/15 8, AUMENTO DE CAPACIDAD LT MATA DE NANCE - VELADERO 230 KV PESIN /5/14 Nueva fecha 31/12/16 32, AUMENTO DE CAPACIDAD LT GUASQUITAS - VELADERO 230 KV PESIN Nuevo 31/7/17 1, NUEVA SUBESTACIÓN PANAMA III 230 KV PESIN /1/17 Nueva fecha 31/1/17 61, LÍNEA PANAMÁ III - TELFER 230 KV PESIN /1/17 Nueva fecha 31/1/17 80, PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LARGO PLAZO 797, S/E BURUNGA 230 KV 3 NAVES Nuevo , LINEA A DARIEN 230 KV 92, LINEA PANAMA II - CHEPO 230 KV DOBLE CIRCUITO PESIN /1/19 1/1/19 15, LINEA CHEPO - METETI 230 KV CIRCUITO SENCILLO PESIN Nuevo 1/1/19 53, NUEVA S/E CHEPO 230 KV PESIN Nuevo 1/1/19 16, NUEVA S/E METETI 230 KV PESIN /1/19 1/1/19 4, ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV PESIN /1/19 1/1/19 2, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - CACERES 115 KV 3, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - CACERES 115 KV 1 CTO. PESIN Nuevo 1/1/19 1, ADICION EN PANAMA Y CACERES 115 KV PESIN Nuevo 1/1/19 2, LINEA A VACAMONTE 230 KV 16, LINEA CHORRERA - VACAMONTE KV DOBLE CIRCUITO PESIN Nuevo 30/9/19 5, ADICION S/E CHORRERA 230 KV PESIN Nuevo 30/9/19 6, NUEVA S/E VACAMONTE 230 KV PESIN Nuevo 30/9/19 4, LINEA PUNTA RINCON - TELFER 53, LINEA PUNTA RINCON - TELFER 230 KV DOBLE CIRCUITO PESIN Nuevo 30/6/20 41, ADICION S/E PUNTA RINCON 230 KV PESIN Nuevo 30/6/20 6, ADICION S/E TELFER 230 KV PESIN Nuevo 30/6/20 6, LINEA CHIRIQUI GRANDE - PANAMA III 500 KV 474, LINEA CHIRIQUI GRANDE - PANAMA IIII DOBLE CTO. 500 KV 2 X 750 ACAR PESIN Nuevo 28/2/20 246, ADICION S/E PANAMA III 500/230 KV PESIN Nuevo 28/2/20 97, ADICIÓN S/E CHIRIQUI GRANDE 500/230 KV PESIN Nuevo 28/2/20 104, SVC 150 MVAR PANAMA III 230 KV PESIN Nuevo 28/2/20 25, ENERGIZACION SANTA RITA 230 KV 21, NUEVA S/E SANTA RITA 230 KV PESIN /1/24 Nueva fecha 1/1/22 15, ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV PESIN /1/24 Nueva fecha 1/1/22 5, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - PANAMA III 230 KV 13, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - PANAMA III 230 KV I CTO. PESIN Nuevo 1/1/23 6, ADICION S/E PANAMA 230 KV PESIN Nuevo 1/1/23 3, ADICION S/E PANAMA III 230 KV PESIN Nuevo 1/1/23 3, REEMPLAZO LINEA VEL - LLS - CHO - PAN 230 KV 107, LINEA VELADERO - LLANO SÁNCHEZ 230 KV PESIN Nuevo 1/2/22 40, LINEA LLANO SÁNCHEZ - CHORRERA 230 KV PESIN Nuevo 1/2/23 52, LINEA CHORRERA - PANAMA 230 KV PESIN Nuevo 1/2/24 14, PLAN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES 7, REPOCISION DE RADIOS DE ENLACE DE MICROONDAS PESIN /12/13 Nueva fecha 1/12/ EQUIPAMIENTO DE ETHERNET EN BACKBONE PESIN /12/13 Nueva fecha 1/12/ EQUIPAMENTO DE MULTIPLEXORES MSAN- PESIN /12/14 1/12/ PLANTAS ELECTRICAS AUXILIARES DE RESPALDO PESIN /12/14 Nueva fecha 1/12/ INTERCONEX. POR FIBRA OPTICA DE VALBUENA, CHIMENEA Y TABOGA PESIN /12/15 1/12/ EQUIP. Y DISPOSITIVOS DE COMUNIC. INTEGRACION NUEVOS AGENTES PESIN /12/15 1/12/ AMPLIACION DE COBERTURA DE RADIO DIGITAL ASTRO PESIN /12/15 1/12/15 2, REPOSICION DE BANCOS DE BATERIAS PESIN /12/14 1/12/ REPOSICION DE RECTIFICADORES PESIN /6/14, 1/6/15, 1/6/16 y 1/6/17 1/6/14, 1/6/15, 1/6/16 y 1/6/ REPOSICION DE MULTIPLEXORES BAYLY PESIN /12/15 1/12/15 1, REPOSICION DE CROSCONECTORES PESIN /12/14 1/12/ REPOSICION DE CENTRAL TELEFONICA PESIN /12/14 1/12/ REPOSICION DE TORRES PESIN /12/15 1/12/ REPOSICION DE AIRES ACONDICIONADOS PESIN /6/17 1/6/ Página No. 38 Noviembre de 2014

39 DESCRIPCIÓN CODIGO Fecha de Plan 2013 Observación Nueva Fecha Plan 2014 Costo (Miles de B/.) 93 PLAN DE REPOSICIÓN 46, REPOSICIÓN DE CORTO PLAZO 21, REPOCISION DE TRANSF. SERVICIOS AUXILIARES MATA DE NANCE PESIN /12/14 1/12/ SISTEMA DE ADQUISICION DE DATOS POR RELES PESIN /12/13 Nueva fecha 10/12/ REEMPLAZO T1 S/E MATA DE NANCE 100 MVA PESIN /7/16 Nueva fecha 1/7/16 3, REEMPLAZO REACTORES R1 Y R2 S/E M. NANCE 20 MVAR PESIN /6/15 Nueva fecha 28/2/16 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 115 KV PESIN /6/14 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PANAMA 230 KV PESIN /9/14 11/9/14 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 230 KV PESIN /1/15 28/1/15 1, REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 230 KV PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 115 KV PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E CACERES 115 KV PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA Y LLS 230 KV PESIN /12/16 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E PANAMA Y LLS 230 KV PESIN /12/16 1/12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LL. SANCHEZ 230 KV PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E CACERES 115 KV PESIN /12/16 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MDN 230 KV PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA, CACERES Y CALDERA 115 KV PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO CTs S/E PANAMA 230 KV PESIN /12/16 1/12/ REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV PESIN /12/15 1/12/15 9, REEMPLAZO Y ADQUISICIÓN DE PROT. DIFERENCIALES ETAPA II PESIN /12/13 1/12/ REEMPLAZO DE EQUIPO DE INYECCION SECUNDARIA PESIN /12/14 1/12/ REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHARCO AZUL PESIN /12/14 1/12/ AUTOMATIZACION DE S/E CACERES PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO DE TORRES CORROIDAS EN PANAMÁ Y COLÓN PESIN Nuevo 1/12/ REPOSICIÓN DE LARGO PLAZO 24, REEMPLAZO T1 S/E PROGRESO 50 MVA PESIN /12/17 Nueva fecha 1/1/18 2, REEMPLAZO T2 S/E PANAMA 175 MVA PESIN /12/17 Nueva fecha 1/1/18 4, REEMPLAZO T3 S/E PANAMA 350 MVA PESIN /12/20 31/12/20 4, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 230 KV PESIN /12/17 Nueva fecha 31/1/18 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E CALDERA 115 KV PESIN /12/17 Nueva fecha 31/1/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E PANAMA Y CHORRERA 230 KV PESIN /12/16 Nueva fecha 31/1/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MATA DE NANCE 115 KV PESIN /6/16 (MDN) y 1/6/17 (PAN) 1/6/16 (MDN) y 1/6/17 (PAN) REEMPLAZO Y ADQ. DE PROT. DIFERENCIALES LINEAS 230 Y 115 KV PESIN , REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHORRERA PESIN /12/17 Nueva fecha 31/1/ REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV PESIN /12/17 (Z1) y 1/12/18 (Z3) 1/12/17 (Z1) y 1/12/18 (Z3) 3, REPOSICIÓN DE REGISTRADORES DE OSCILOGRAFIAS PESIN Nuevo 2017 y REEMPLAZO DE PROTECCIONES DE 230 Y 115 KV DE S/E PANAMA 2 PESIN Nuevo REEMPLAZO Y ADQ. DE PROT. DIFERENCIALES LINEAS 230 Y 115 KV PESIN Nuevo , SISTEMA DE CONEXIÓN 36, S/E EL HIGO 1ra NAVE 230 KV PESIN /7/14 Nueva fecha 31/12/14 9, ADICION T3 S/E LLANO SANCHEZ 100 MVA PESIN /6/13 Nueva fecha 30/8/14 4, ADICION T3 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN /6/13 Nueva fecha 30/8/14 4, REEMPLAZO T1 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA PESIN /1/15 Nueva fecha 28/2/16 4, REEMPLAZO T2 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN /1/15 Nueva fecha 28/2/16 4, REEMPLAZO TT2 S/E CHORRERA (ATERRIZAJE) PESIN /1/15 Nueva fecha 28/2/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 115 KV PESIN /6/14 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 34.5 KV PESIN /6/14 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 34.5 KV PESIN /6/14 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 34.5 KV PESIN /1/15 28/1/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E LL. SANCHEZ 115 KV PESIN /12/16 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E LL. SANCHEZ 115 KV PESIN /12/16 1/12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV PESIN /12/15 y 1/12/17 1/12/15 y 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E LL. SANCHEZ 115 y 34.5 KV PESIN /12/14 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E PROGRESO 34.5 KV PESIN /12/15 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E MATA DE NANCE 34.5 KV PESIN /12/16 1/12/ REEMPLAZO CTs S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV PESIN /12/14 1/12/ REEMPLAZO T2 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA PESIN Nuevo 1/1/20 4, REEMPLAZO T1 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN Nuevo 1/1/20 4, PLAN DE PLANTA GENERAL 43, EDIFICIO-ETESA PESIN /12/15 1/12/15 27, EQUIPO DE INFORMATICA PESIN /12/ , REEMPLAZO FLOTA VEHICULAR PESIN /12/ , PLAN ESTRATEGICO 34, ADICION TRANSFORMADOR T2 S/E BOQUERON III 230/34.5 KV PESIN /12/14 Nueva fecha 31/10/15 8, ADICION TRANSFORMADOR T3 S/E BOQUERON III 230/34.5 KV PESIN Nuevo 1/1/19 7, S/E SAN BARTOLO 230/115/34-5 KV PESIN /1/15 Nueva fecha 31/7/15 18,085 * El tramo de Progreso - Frontera será de circuito sencillo. Tabla 1.1 Propuesta Plan de Expansión de Transmisión A continuación se presentan los cuadros con el Plan de Inversiones, el cual incluye ampliaciones mayores y ampliaciones menores de corto plazo, plan de largo plazo, sistema de comunicaciones, plan de reposición de corto plazo, de largo plazo y planta general. Página No. 39 Noviembre de 2014

40 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S. A. PLAN DE INVERSIÓN PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (MILES DE B/.) DESCRIPCIÓN CODIGO hasta TOTAL 1 TOTAL 55, , , , , ,922 95,358 48,291 34,744 12,777 1, ,659, PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE CORTO PLAZO 25, , , , ,910 4 LINEA SANTA RITA - PANAMA II 115 KV 14,133 6,168 20,301 5 LINEA SANTA RITA - PANAMA II (CHAG.-PMA II 230 y CHAG-CAC 115) PESIN ,849 4,627 15,476 6 ADICION S/E SANTA RITA 115 KV PESIN ,536 1,387 2,923 7 ADICIÓN S/E PANAMA II 115 KV PESIN , ,902 8 NUEVA LINEA DOBLE CTO. M. NANCE - PROGRESO - FRONT 230 KV 12 11,565 17,363 28,940 9 L/T MATA DE NANCE - PROGRESO (DOBLE CTO) - FRONT 230 KV* PESIN ,440 14,170 23, ADICIÓN S/E MATA DE NANCE 230 KV PESIN ,350 2,027 3, ADICIÓN S/E PROGRESO 230 KV PESIN ,166 1, SUB EL HIGO (2da NAVE 230 KV) PESIN ,372 1,635 3, ADICION TRANSFORMADOR T5 S/E PANAMA 350 MVA PESIN ,587 2,845 10, ADICION TRANSFORMADOR T3 S/E PANAMA II 175 MVA PESIN ,086 3,005 4,706 9, TERCERA LINEA VEL - LLS - CHO - PANAMA 230 KV 50 68, ,929 81, , L/T VELADERO-LLANO SANCHEZ-CHORRERA-PANAMA II DOBLE CTO. PESIN ,810 98,657 65, , ADICIÓN S/E VELADERO 230 KV PESIN ,332 5,997 3,993 13, ADICIÓN S/E LLANO SANCHEZ 230 KV PESIN ,932 7,091 4,731 15, ADICIÓN S/E CHORRERA 230 KV PESIN ,359 7,847 5,228 17, ADICIÓN S/E PANAMA 230 KV PESIN ,853 3,337 2,219 7, SVC S/E LLANO SANCHEZ 230 KV +120/-30 MVAR PESIN ,477 10,215 22, SVC S/E PANAMA II 230 KV +120/-30 MVAR PESIN ,899 9,743 21, ADICION BANCO CAPACITORES 60 MVAR PANAMA II 230 KV (SVC) PESIN ,838 6, ADICION BANCO CAPACITORES 90 MVAR CHORRERA 230 KV (SVC) PESIN ,922 11, ADICION BANCO CAPACITORES 90 MVAR VELADERO 230 KV PESIN ,520 4,642 13, ADICION BANCO CAPACITORES 120 MVAR SAN BARTOLO 230 KV PESIN ,550 6,496 19, ADICION BANCO CAPACITORES 30 MVAR LLANO SÁNCHEZ 230 KV PESIN ,941 1,500 3, ADICION REACTORES 40 MVAR CHANGUINOLA 230 KV PESIN ,428 6,496 16, ADICION REACTORES 20 MVAR GUASQUITAS 230 KV PESIN ,532 5,326 13, S/E EL COCO 230 KV 2 NAVES PESIN ,659 2,659 5,318 10, S/E LA ESPERANZA 230 KV 1 NAVE PESIN ,048 2,048 4,098 8, S/E 24 DE DICIEMBRE 230 KV 1 NAVE PESIN ,329 1,329 2,660 5, S/E CAÑAZAS 230 KV 1 NAVE PESIN ,329 1,329 2,660 5, S/E BARRO BLANCO 230 KV 1 NAVE PESIN ,329 1,329 2,660 5, AUMENTO DE CAPACIDAD LT BLM- PAN Y BLM-STA. RITA 115 KV PESIN ,948 2,948 2,949 8, AUMENTO DE CAPACIDAD LT MATA DE NANCE - VELADERO 230 KV PESIN ,385 15,577 6,492 32, AUMENTO DE CAPACIDAD LT GUASQUITAS - VELADERO 230 KV PESIN ,000 1, NUEVA SUBESTACIÓN PANAMA III 230 KV PESIN ,450 48,783 61, LÍNEA PANAMÁ III - TELFER 230 KV PESIN ,000 64,668 80, PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LARGO PLAZO 72 30,613 17, , , ,085 89,687 46,321 34,744 12,777 1, , S/E BURUNGA 230 KV 3 NAVES 5,000 5,000 4,978 14, LINEA A DARIEN 230 KV 31 27,989 55,306 9,483 92, LINEA PANAMA II - CHEPO 230 KV DOBLE CIRCUITO PESIN ,625 9,013 1,554 15, LINEA CHEPO - METETI 230 KV CIRCUITO SENCILLO PESIN ,343 31,855 5,490 53, NUEVA S/E CHEPO 230 KV PESIN , NUEVA S/E METETI 230 KV PESIN ,213 2, , ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV PESIN , , LINEA SUBTERRANEA PANAMA - CACERES 115 KV 64 2, , LINEA SUBTERRANEA PANAMA - CACERES 115 KV 1 CTO. PESIN , ADICION EN PANAMA Y CACERES 115 KV PESIN , ,274 Página No. 40 Noviembre de 2014

41 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S. A. PLAN DE INVERSIÓN PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (MILES DE B/.) DESCRIPCIÓN CODIGO hasta TOTAL 52 LINEA A VACAMONTE 230 KV 14 3,219 4,830 8,041 16, LINEA CHORRERA - VACAMONTE KV DOBLE CIRCUITO PESIN ,157 1,736 2,893 5, ADICION S/E CHORRERA 230 KV PESIN ,225 1,838 3,057 6, NUEVA S/E VACAMONTE 230 KV PESIN ,256 2,091 4, LINEA PUNTA RINCON - TELFER 25 16,268 31,885 5,558 53, LINEA PUNTA RINCON - TELFER 230 KV DOBLE CIRCUITO PESIN ,720 24,481 4,270 41, ADICION S/E PUNTA RINCON 230 KV PESIN ,774 3, , ADICION S/E TELFER 230 KV PESIN ,774 3, , LINEA CHIRIQUI GRANDE - PANAMA III 500 KV 72 30,613 12,888 80, , ,367 50, , LINEA CHIRIQUI GRANDE - PANAMA IIII DOBLE CTO. 500 KV 2 X 750 ACAR PESIN ,164 8,884 42,387 76,654 70,200 31, , ADICION S/E PANAMA III 500/230 KV PESIN ,779 1,720 16,344 30,652 35,160 8,222 97, ADICIÓN S/E CHIRIQUI GRANDE 500/230 KV PESIN ,196 1,845 17,526 32,869 37,702 8, , SVC 150 MVAR PANAMA III 230 KV PESIN , ,249 7,546 9,305 2,354 25, ENERGIZACION SANTA RITA 230 KV 70 3,650 13,017 4,263 21, NUEVA S/E SANTA RITA 230 KV PESIN ,101 9,193 3,165 15, ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV PESIN ,824 1,098 5, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - PANAMA III 230 KV 28 1,056 8,164 3,771 13, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - PANAMA III 230 KV I CTO. PESIN ,000 1,787 6, ADICION S/E PANAMA 230 KV PESIN , , ADICION S/E PANAMA III 230 KV PESIN , , REEMPLAZO LINEA VEL - LLS - CHO - PAN 230 KV 13 12,573 29,636 32,248 22,317 9,006 1, , LINEA VELADERO - LLANO SÁNCHEZ 230 KV PESIN ,559 13,431 10,175 4,202 40, LINEA LLANO SÁNCHEZ - CHORRERA 230 KV PESIN ,201 17,699 13,125 5,463 52, LINEA CHORRERA - PANAMA 230 KV PESIN ,374 4,990 3,543 1,489 14, PLAN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES 407 4,617 1, , REPOCISION DE RADIOS DE ENLACE DE MICROONDAS PESIN EQUIPAMIENTO DE ETHERNET EN BACKBONE PESIN EQUIPAMENTO DE MULTIPLEXORES MSAN- PESIN PLANTAS ELECTRICAS AUXILIARES DE RESPALDO PESIN INTERCONEX. POR FIBRA OPTICA DE VALBUENA, CHIMENEA Y TABOGA PESIN EQUIP. Y DISPOSITIVOS DE COMUNIC. INTEGRACION NUEVOS AGENTES PESIN AMPLIACION DE COBERTURA DE RADIO DIGITAL ASTRO PESIN , , REPOSICION DE BANCOS DE BATERIAS PESIN REPOSICION DE RECTIFICADORES PESIN REPOSICION DE MULTIPLEXORES BAYLY PESIN , REPOSICION DE CROSCONECTORES PESIN REPOSICION DE CENTRAL TELEFONICA PESIN REPOSICION DE TORRES PESIN REPOSICION DE AIRES ACONDICIONADOS PESIN PLAN DE REPOSICIÓN 1,487 8,230 10,290 13,002 6,278 1,789 4,076 1, , REPOSICIÓN DE CORTO PLAZO 1,487 7,451 9,292 3, , REPOCISION DE TRANSF. SERVICIOS AUXILIARES MATA DE NANCE PESIN SISTEMA DE ADQUISICION DE DATOS POR RELES PESIN REEMPLAZO T1 S/E MATA DE NANCE 100 MVA PESIN ,105 2,738 3, REEMPLAZO REACTORES R1 Y R2 S/E M. NANCE 20 MVAR PESIN , REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 115 KV PESIN REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PANAMA 230 KV PESIN ,421 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 230 KV PESIN , REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 230 KV PESIN REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 115 KV PESIN REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E CACERES 115 KV PESIN REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA Y LLS 230 KV PESIN REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E PANAMA Y LLS 230 KV PESIN REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LL. SANCHEZ 230 KV PESIN Página No. 41 Noviembre de 2014

42 DESCRIPCIÓN CODIGO hasta TOTAL 108 REEMPLAZO PARARRAYOS S/E CACERES 115 KV PESIN REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MDN 230 KV PESIN REEMPLAZO PTs S/E PANAMA, CACERES Y CALDERA 115 KV PESIN REEMPLAZO CTs S/E PANAMA 230 KV PESIN REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV PESIN ,505 5,666 9, REEMPLAZO Y ADQUISICIÓN DE PROT. DIFERENCIALES ETAPA II PESIN REEMPLAZO DE EQUIPO DE INYECCION SECUNDARIA PESIN REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHARCO AZUL PESIN AUTOMATIZACION DE S/E CACERES PESIN REEMPLAZO DE TORRES CORROIDAS EN PANAMÁ Y COLÓN PESIN REPOSICIÓN DE LARGO PLAZO ,428 6,278 1,789 4,076 1, , REEMPLAZO T1 S/E PROGRESO 50 MVA PESIN , , REEMPLAZO T2 S/E PANAMA 175 MVA PESIN ,044 1,015 4, REEMPLAZO T3 S/E PANAMA 350 MVA PESIN , , REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 230 KV PESIN ,506 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E CALDERA 115 KV PESIN REEMPLAZO PARARRAYOS S/E PANAMA Y CHORRERA 230 KV PESIN REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MATA DE NANCE 115 KV PESIN REEMPLAZO Y ADQ. DE PROT. DIFERENCIALES LINEAS 230 Y 115 KV PESIN , REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHORRERA PESIN REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV PESIN , , REPOSICIÓN DE REGISTRADORES DE OSCILOGRAFIAS PESIN REEMPLAZO DE PROTECCIONES DE 230 Y 115 KV DE S/E PANAMA 2 PESIN REEMPLAZO Y ADQ. DE PROT. DIFERENCIALES LINEAS 230 Y 115 KV PESIN , , SISTEMA DE CONEXIÓN 17,040 9,988 1, ,640 5, , S/E EL HIGO 1ra NAVE 230 KV PESIN ,786 2,794 9, ADICION T3 S/E LLANO SANCHEZ 100 MVA PESIN ,123 4, ADICION T3 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN ,203 4, REEMPLAZO T1 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA PESIN , , REEMPLAZO T2 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN , , REEMPLAZO TT2 S/E CHORRERA (ATERRIZAJE) PESIN REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 115 KV PESIN REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 34.5 KV PESIN REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 34.5 KV PESIN REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 34.5 KV PESIN REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E LL. SANCHEZ 115 KV PESIN REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E LL. SANCHEZ 115 KV PESIN REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV PESIN REEMPLAZO PTs S/E LL. SANCHEZ 115 y 34.5 KV PESIN REEMPLAZO PTs S/E PROGRESO 34.5 KV PESIN REEMPLAZO PTs S/E MATA DE NANCE 34.5 KV PESIN REEMPLAZO CTs S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV PESIN REEMPLAZO T2 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA PESIN , , REEMPLAZO T1 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN , , PLAN DE PLANTA GENERAL 5,972 2,074 1,704 26,759 4, , EDIFICIO-ETESA PESIN , ,263 27, EQUIPO DE INFORMATICA PESIN ,993 1, ,631 9, REEMPLAZO FLOTA VEHICULAR PESIN , PLAN ESTRATEGICO 4,772 17,108 4,631 4,623 2, , ADICION TRANSFORMADOR T2 S/E BOQUERON III 230/34.5 KV PESIN ,156 6,255 1,000 8, ADICION TRANSFORMADOR T3 S/E BOQUERON III 230/34.5 KV PESIN ,623 2, , S/E SAN BARTOLO 230/115/34-5 KV PESIN ,616 10,853 3,616 18,085 * El tramo de Progreso - Frontera será de circuito sencillo. EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S. A. PLAN DE INVERSIÓN PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (MILES DE B/.) Tabla 1.2 Plan de Inversiones del Plan de Expansión Página No. 42 Noviembre de 2014

43 CAPÍTULO 2: INTRODUCCIÓN La Ley No. 6 del 3 de febrero de 1977 establece en su Artículo 19 que es responsabilidad de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A., elaborar el Plan de Expansión. El Reglamento de Transmisión, aprobado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP), en su Título V, La Expansión del Sistema de Transmisión, establece que a ETESA le corresponde realizar el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional para un horizonte de corto y largo plazo. En respuesta a lo anterior, en este documento se presenta el resultado del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión, el cual evita las congestiones actuales y futuras y a la vez minimiza el costo de operación incluyendo inversión, operación, pérdidas y confiabilidad. En el plan se define un programa de inversiones necesarias y cuenta con los estudios técnicos para cumplir con los criterios establecidos en el Reglamento de Transmisión de la ASEP. Específicamente, el estudio define la expansión óptima del sistema de transmisión para el periodo y representa la mejor solución económica dentro de los criterios establecidos por los entes normativos y reguladores del sector eléctrico. Se identifican todas las inversiones necesarias para la expansión del sistema de manera que se logre una operación futura segura y confiable. Las instalaciones propuestas comprenden: nuevas líneas de transmisión, incrementos de la transformación en subestaciones, ampliación de instalaciones y equipos de compensación reactiva. Se determina un programa de inversiones adecuado que permite la operación de mínimo costo en el horizonte estipulado. Además de los Antecedentes al Plan de Transmisión, el Resumen Ejecutivo y esta Introducción, el presente Tomo contiene los siguientes capítulos: o Capítulo 3: se presenta la descripción del sistema actual de transmisión de ETESA. o Capítulo 4: se describen los criterios técnicos utilizados en la elaboración del plan. o Capítulo 5: se describe la metodología empleada en la elaboración del presente informe. o Capítulo 6: se presenta el diagnóstico del sistema de transmisión de corto plazo. o Capítulo 7: se presenta el plan de expansión de corto plazo ( ). o Capítulo 8: se presentan los resultados de la evaluación técnica económica y la selección del plan de expansión de largo plazo. o Capítulo 9: se presentan los resultados de confiabilidad. o Capítulo 10: se presenta el análisis eléctrico del sistema de transmisión de largo plazo. o Capítulo 11: se presenta el plan de expansión de largo plazo ( ). o Capítulo 12: se presenta el plan de expansión del sistema de comunicación. o Capítulo 13: se presenta el plan de reposición de corto plazo. o Capítulo 14: se presenta el plan de reposición de largo plazo. o Capítulo 15: se presenta el plan de planta general. o Capítulo 16: se presenta el plan de ampliaciones de conexión. o Capítulo 17: se presenta el plan de expansión de transmisión estratégico. Página No. 43 Noviembre de 2014

44 o o Capítulo 18: se presenta las conclusiones del plan. Capítulo 19: se presentan las recomendaciones del plan. 2.1 INFORMACIÓN UTILIZADA DEMANDA El pronóstico de demanda utilizado en el presente Plan de Expansión es el realizado por ETESA y presentado en el informe Estudios Básicos, entregado a la ASEP en febrero de En las siguientes tablas se presenta un resumen del pronóstico de demanda, tanto en energía como potencia, del año 2014 al AÑO DEMANMDA MÁXIMA (MW) CONSUMO ANUAL (GWh) TASA DE CRECIMIENTO % POTENCIA ENERGÍA , , , , , , , , Tabla 2.1 Proyección de Demanda Media: Período AÑO DEMANMDA MÁXIMA (MW) CONSUMO ANUAL (GWh) TASA DE CRECIMIENTO % POTENCIA ENERGÍA , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Tabla 2.2 Proyección de Demanda y Energía: Período La distribución de cargas por barra se realizó con base a las demandas reales por punto de entrega registradas durante el año De manera adicional se utilizan las proyecciones de demanda y las expansiones planificadas por parte de los agentes distribuidores 5, con el fin de estimar la repartición 5 Notas: ENSA: nota DME del 19 de febrero de 2014 y DME del 6 de marzo de 2014; Gas Natural Fenosa: nota CM (EDEMET y EDECHI) del 19 de febrero de Página No. 44 Noviembre de 2014

45 de la carga a los años futuros y el comportamiento de los flujos de potencia del SIN en la red de distribución. Página No. 45 Noviembre de 2014

46 PRONÓSTICO MEDIO TOTAL GENERACIÓN 1, , , , , , , , , , , , , , , PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN % DE PÉRDIDAS 4.22% 4.09% 6.19% 5.36% 5.57% 5.28% 5.01% 5.42% 5.13% 4.86% 4.63% 4.41% 4.21% 4.02% 3.83% CARGA (MW) 1, , , , , , , , , , , , , , , ENSA Tocumen (Incluye Vipasa) Cerro Viento Santa María Monte Oscuro Tinajitas Geehan Chilibre (Incluye el IDAAN) REPARTICIÓN DE CARGA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (MW) DISTRIBUIDORES (DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE EN MW) Calzada Larga France Field Bahía Las Minas Bahía Las Minas 44 kv (anillo 44 kv: carga SE COL+ SE MH) Nueva S/E Llano Bonito Nueva S/E 24 de Diciembre Nueva S/E Gonzalillo Nueva S/E Costa del Este Nueva S/E Brisas del Golf Nueva S/E Cativá Nueva S/E Don Bosco EDEMET Llano Sánchez 115 KV Llano Sánchez 34.5 KV El Higo Chorrera San Francisco Locería Marañón Centro Bancario Nueva S/E Bella Vista Nueva S/E Burunga (Arraiján) Nueva S/E La Floresta (Clayton) EDEMET (SERVICIO B) Miraflores Balboa Summit Gamboa Howard EDECHI Caldera 115 KV Progreso 34.5 KV Progreso 115 KV Mata de Nance 34.5 KV Nueva S/E San Cristobal Cañazas (PTP) Página No. 46 Noviembre de 2014

47 GRANDES CLIENTES (DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE EN MW) GRANDES CLIENTES Super 99 (La Suma de Todos) CEMEX Argos Panamá Mega Depot Ricamar Business Park Contraloría General de la República de Panamá Changuinola Gold Mills AVIPAC Cemento Interoceánico Hotel Bijao Embajada USA Notas: A) Con base al pronóstico de demanda con escenario medio o moderado publicado en el Tomo I - Estudios Básicos del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional B) El cuadro no considera la demanda de los autogeneradores "Minera Panamá, S.A." y "ACP". Sin embrago el sistema eléctrico (inyecciones y retiros) de estos autogeneradores es modelado en la Base de Datos de ETESA y tomado en consideración para los estudios eléctricos. C) Las pérdidas se han estimado con base a simulaciones realizadas para escenarios en condiciones de demanda máxima, para el periodo lluvioso y sin considerar intercambios con el MER. D) 1 A partir del año 2015 la demanda correspondiente al anillo en 44kV será servida desde S/E Monte Esperanza que se alimentará mediante líneas 115 kv GENERACIÓN GENERACIÓN PARA ANÁLISIS DE CORTO PLAZO En el análisis de corto plazo, para el escenario de generación del caso base, se tomaron en cuenta los proyectos de los cuales se tiene algún grado de certeza de su entrada en operación en el periodo En este periodo se tienen varios proyectos hidroeléctricos que ya están prontos a iniciar construcción o se encuentran en construcción. A continuación se presenta una tabla con los datos de estos proyectos y la fecha considerada en este plan para su entrada en operación. Página No. 47 Noviembre de 2014

48 Proyectos de Generación Considerados - Corto Plazo Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Proyecto MW Tecnología Año Mes (Subestación) jul Monte Lirio Hidroeléctrico - De pasada Dominical oct Rosa de los Vientos Eólico El Coco oct Marañón Eólico El Coco oct Portobelo Eólico El Coco 2014 oct Nuevo Chagres Eólico El Coco dic El Alto Hidroeléctrico - De pasada Dominical dic La Potra - Salsipuedes (Antes Bajo Frio) Hidroeléctrico - De pasada Bajo Frío ene Barro Blanco Hidroeléctrico - De pasada Barro Blanco ene San Andrés Hidroeléctrico - De pasada No Definido ene FV PanaSolar 9.90 Solar Llano Sánchez feb Paris 9.00 Solar 34-35B (EDEMET) 2015 mar Bonyic Hidroeléctrico - De pasada Changuinola may SDR Los Llanos Solar Llano Sánchez jul Pando Hidroeléctrico - De pasada Dominical jul Las Cruces Hidroeléctrico - De pasada San Bartolo jul FV Chiriquí (Solar XXI) Solar Mata de Nance ene Ojo de agua 6.45 Hidroeléctrico - De Pasada Penonomé (EDEMET) ene El Síndigo Hidroeléctrico - De Pasada Caldera ene Los Planetas Hidroeléctrico - De Pasada Mata de Nance ene La Huaca 4.97 Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez ene Caldera 6.10 Hidroeléctrico - De Pasada Caldera ene Los Estrechos 9.50 Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo 2016 ene San Bartolo Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo ene Tizingal 4.50 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene Bugaba Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene FV Solar XXI Etapa Solar Mata de Nance jul Burica Hidroeléctrico - De Pasada Bajo Frío jul Santa María Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo jul PGM Cerro Patacón Biogas Santa María (ENSA) ene MMV LPI Térmico - Motores de Bunker Santa Rita ene Bajos de Totuma 5.00 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene La Laguna Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo ene La Palma 3.00 Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez ene Asturias 4.10 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene Chuspa 6.65 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III 2017 ene Cuesta de Piedra 4.78 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III mar Telfers Térmico - Ciclo Combinado de Gas Natural Telfers jul Cañazas 5.94 Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo dic Santa Maria Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez dic Río Piedra 9.00 Hidroeléctrico - De Pasada María Chiquita (ENSA) dic FV Chiriquí 9.00 Solar (EDECHI) Tabla 2.3 Proyectos de Generación de Se observa una diversificación en el tipo de tecnología a desarrollarse en los próximos años en la matriz energética nacional y una capacidad instalada importante a ingresar. Debemos recordar que los proyectos considerados, así como sus posibles fechas de ingreso en operación son producto de la coordinación conjunta de la secretaria Nacional de Energía 6 (SNE), Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) y ETESA GENERACIÓN PARA EL ANÁLISIS DE LARGO PLAZO 6 Definición de los Criterios y Políticas para la Elaboración del Plan de Expansión 2014, Secretaría Nacional de Energía (SNE). Página No. 48 Noviembre de 2014

49 Para el horizonte de largo plazo, , se seleccionaron los proyectos más probables de ejecución y las alternativas de expansión que contemplan candidatos de proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos con combustible tradicional (Carbón, Bunker, Gas Natural y Diesel). Proyectos de Generación Considerados - Largo Plazo Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Proyecto MW Tecnología Año Mes (Subestación) ene Potrerillos 4.17 Hidroeléctrico - De Pasada Caldera 2018 Punta Rincón ene Punta Rincón* Térmico - Carbón (Minera Panamá, S.A.) 2019 ene Margarita Eólico Tabla 2.4 Proyectos de Generación de Las Margaritas (secciona el circuito 230-1A) ene Toabré Eólico Antón 2020 jul Chan II Hidroeléctrico - De Pasada Chiriquí Grande ene CB Térmico - Carbón Chiriquí Grande ene El Remance 8.00 Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo 2022 ene Cerro Viejo 4.00 Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo ene Cerro Mina 6.10 Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo ene Tabasará II Hidroeléctrico - De Pasada Veladero 2023 ene Lalín II (Gatú 30.4) Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez 2024 ene MMV LPI (GNL)** Térmico - Motores a Gas Natural Santa Rita 2027 ene CC GNL 250a Térmico - Ciclo Combinado de Gas Natural Santa Rita * Generadora del proyecto minero Petaquilla. Vendera su excedente al Mercado Eléctrico Mayorista. ** Conversión de tecnología de Bunker a Gas Natural. No adiciona capacidad instalada al sistema. A continuación se muestran los tres (3) Planes de Expansión de Generación para el escenario de Demanda Media, obtenidos en el Plan Indicativo de Generación. Página No. 49 Noviembre de 2014

50 Demanda Oferta Año Mes MW Δ%MW Proyecto Escenario de Referencia Capacidad Instalada Actual = abr Cerro Azul may Tocumen jul Monte Lirio oct Rosa de los Vientos oct Marañón oct Portobelo oct Nuevo Chagre oct Cerro Azul (80.00) nov Tocumen (60.00) dic El Alto dic La Potra - Salsipuedes (Antes Bajo Frio) ene Barro Blanco ene San Andrés ene FV PanaSolar feb Paris mar Bonyic abr Turb. Gas de EGESA (42.80) may SDR Los Llanos jul Pando jul Las Cruces jul FV Solar XXI ene Ojo de agua ene El Síndigo ene Los Planetas ene La Huaca ene Caldera ene Los Estrechos ene San Bartolo ene Tizingal ene Bugaba ene FV Solar XXI Etapa jul Burica jul Santa María jul PGM Cerro Patacón MW Hidro Eólico Solar Termo S Capacidad Instalada MW Página No. 50 Noviembre de 2014

51 ene MMV LPI ene Bajos de Totuma ene La Laguna ene La Palma ene Asturias ene Chuspa ene Cuesta de Piedra mar Telfers jul Cañazas dic Santa Maria dic Río Piedra dic FV Chiriquí ene Potrerillos ene Punta Rincón* ene Margarita ene Toabré jul Chan II ene CB ene El Remance ene Cerro Viejo ene Cerro Mina ene Tabasará II ene Lalín II (Gatú 30.4) ene MMV LPI (GNL) 300** 300** 4848 ene CC GNL 250a S * Excedente de Minera Panamá ** Cambio de Combustible Bunker GNL Retiro de Unidades Referencia: Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014 Tabla 2.5 Plan de Generación Regional Demanda Media de Referencia 2014 Página No. 51 Noviembre de 2014

52 Demanda Oferta Año Mes MW Δ%MW Proyecto Escenario de Solo Gas Capacidad Instalada Actual = abr Cerro Azul may Tocumen jul Monte Lirio oct Rosa de los Vientos oct Marañón oct Portobelo oct Nuevo Chagre oct Cerro Azul (80.00) nov Tocumen (60.00) dic El Alto dic La Potra - Salsipuedes (Antes Bajo Frio) ene Barro Blanco ene San Andrés ene FV PanaSolar feb París mar Bonyic abr Turb. Gas de EGESA (42.80) may SDR Los Llanos jul Pando jul Las Cruces jul FV Solar XXI ene Ojo de agua ene El Síndigo ene Los Planetas ene La Huaca ene Caldera ene Los Estrechos ene San Bartolo ene Tizingal ene Bugaba ene FV Solar XXI Etapa jul Burica jul Santa María jul PGM Cerro Patacón MW Hidro Eólico Solar Termo S Capacidad Instalada MW Página No. 52 Noviembre de 2014

53 ene MMV LPI ene Bajos de Totuma ene La Laguna ene La Palma ene Asturias ene Chuspa ene Cuesta de Piedra mar Telfers jul Cañazas dic Santa Maria dic Río Piedra dic FV Chiriquí ene Potrerillos ene Punta Rincón* ene Margarita ene Toabré jul Chan II ene El Remance ene Cerro Viejo ene Cerro Mina ene Tabasará II ene Lalín II (Gatú 30.4) ene CC GNL 250a ene MMV LPI (GNL) 300** 300** ene CC GNL 250b ene CC GNL S * Excedente de Minera Panamá ** Cambio de Combustible Bunker GNL Retiro de Unidades Referencia: Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014 Tabla 2.6 Plan de Generación Regional Demanda Media con Gas Natural 2014 Página No. 53 Noviembre de 2014

54 Demanda Oferta Año Mes MW Δ%MW Proyecto Escenario de Renovables Capacidad Instalada Actual = abr Cerro Azul may Tocumen jul Monte Lirio oct Rosa de los Vientos oct Marañón oct Portobelo oct Nuevo Chagre oct Cerro Azul (80.00) nov Tocumen (60.00) dic El Alto dic La Potra - Salsipuedes (Antes Bajo Frio) ene Barro Blanco ene San Andrés ene FV PanaSolar feb París mar Bonyic abr Turb. Gas de EGESA (42.80) may SDR Los Llanos jul Pando jul Las Cruces jul FV Solar XXI ene Ojo de agua ene El Síndigo ene Los Planetas ene La Huaca ene Caldera ene Los Estrechos ene San Bartolo ene Tizingal ene Bugaba ene FV Solar XXI Etapa jul Burica jul Santa María jul PGM Cerro Patacón MW Hidro Eólico Solar Termo S Capacidad Instalada MW Página No. 54 Noviembre de 2014

55 ene MMV LPI ene Bajos de Totuma ene La Laguna ene La Palma ene Asturias ene Chuspa ene Cuesta de Piedra mar Telfers jul Cañazas dic Santa Maria dic Río Piedra dic FV Chiriquí ene Potrerillos ene Fotovoltaico ene Punta Rincón* ene Margarita ene Fotovoltaico ene Toabré ene Eólico ene Fotovoltaico jul Chan II ene Eólico ene Eólico ene Fotovoltaico ene El Remance ene Cerro Viejo ene Cerro Mina ene Tabasará II ene Eólico ene Lalín II (Gatú 30.4) CC GNL 250a ene MMV LPI (GNL) 300** 300** ene Lalin I (Gatu 16.6) ene Eólico ene Lalín III (Gatú 46) ene Fotovoltaico ene CC GNL 250b ene Los Trancos ene Eólico ene San Andrés II ene CC GNL S * Excedente de Minera Panamá ** Cambio de Combustible Bunker GNL Retiro de Unidades Referencia: Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014 Tabla 2.7 Plan de Generación Regional Demanda Media con Renovables 2014 Página No. 55 Noviembre de 2014

56 2.1.3 PROPUESTA DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE 2013 Se utilizan como referencia los proyectos aprobados por la ASEP del Plan de Expansión En la siguiente tabla se presentan los proyectos del PESIN 2013 y la actualización de los mismos. DESCRIPCIÓN Nueva Fecha Plan 2013 Costo (Miles de B/.) 1 TOTAL 795, PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE CORTO PLAZO 308,699 4 LINEA SANTA RITA - PANAMA II 115 KV 20,301 5 LINEA SANTA RITA - PANAMA II (CHAG.-PMA II 230 y CHAG-CAC 115) 31/1/14 15,476 6 ADICION S/E SANTA RITA 115 KV 31/1/14 2,923 7 ADICIÓN S/E PANAMA II 115 KV 31/1/14 1,902 8 CAPACITORES 120 MVAR S/E PANAMA II 230 KV 15/1/14 10,634 9 CAPACITORES 50 MVAR S/E PANAMA 115 KV 31/1/13 1, REPOT. LINEA PANAMA - PANAMA II 230 KV COND. ACSS 30/3/2013 y 30/3/14 1, NUEVA LINEA DOBLE CTO. M. NANCE - PROGRESO - FRONT 230 KV 28, L/T MATA DE NANCE - PROGRESO (DOBLE CTO) - FRONT 230 KV* 31/1/15 23, ADICIÓN S/E MATA DE NANCE 230 KV 31/1/15 3, ADICIÓN S/E PROGRESO 230 KV 31/1/15 1, AUMENTO DE CAPACIDAD LINEA MATA DE NANCE - VELADERO 230 KV 31/5/14 1, SUB EL HIGO (LAS GUIAS) 2do CTO. 1/7/14 3, TORRES DE EMERGENCIA 1/12/ ADICION TRANSFORMADOR T4 S/E PANAMA 350 MVA 31/1/14 10, ADICION TRANSFORMADOR T3 S/E PANAMA II 175 MVA 1/9/15 9, TRANFORMADOR MOVIL DE RESERVA 1/1/15 4, TERCERA LINEA VEL - LLS - CHO - PANAMA 230 KV 146, L/T VELADERO-LLANO SANCHEZ-CHORRERA-PANAMA II DOBLE CTO. 31/7/16 114, ADICIÓN S/E VELADERO 230 KV 31/7/16 6, ADICIÓN S/E LLANO SANCHEZ 230 KV 31/7/16 10, ADICIÓN S/E CHORRERA 230 KV 31/7/16 10, ADICIÓN S/E PANAMA 230 KV 31/7/16 3, SVC S/E LLANO SANCHEZ 230 KV 100 MVAR 31/1/16 14, SVC S/E PANAMA II 230 KV 200 MVAR 31/1/16 20, S/E P. EOLICO EL COCO 230 KV 2 NAVES , S/E LA ESPERANZA 230 KV 1 NAVE , S/E 24 DE DICIEMBRE 230 KV 1 NAVE , S/E CAÑAZAS 230 KV 1 NAVE , S/E BARRO BLANCO 230 KV 1 NAVE , PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LARGO PLAZO 359, NUEVA LINEA BAHIA LAS MINAS - PANAMA 115 KV 1/1/17 16, NUEVA SUBESTACIÓN PANAMA III 230 KV 1/1/17 27, LÍNEA PANAMÁ III - TELFER 230 KV 1/1/17 44, LINEA A DARIEN 230 KV 73, LINEA PANAMA II - METETI 230 KV 1/1/19 67, NUEVA S/E METETI 230 KV 1/1/19 2, ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV 1/1/19 2, LINEA VELADERO - PANAMA III 500 KV 174, LINEA VELADERO - PANAMA IIII 500 KV (OPERADA EN 230 KV) 1/1/21 168, ADICION S/E PANAMA III 230 KV 1/1/21 3, ADICIÓN S/E VELADERO 230 KV 1/1/21 3, AUMENTO DE CAPACIDAD LINEA GUASQUITAS - VELADERO 230 KV 1/1/21 1, ENERGIZACION SANTA RITA 230 KV 21, NUEVA S/E SANTA RITA 230 KV 1/1/24 15, ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV 1/1/24 5, PLAN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES 7, REPOCISION DE RADIOS DE ENLACE DE MICROONDAS 1/12/ EQUIPAMIENTO DE ETHERNET EN BACKBONE 1/12/ EQUIPAMENTO DE MULTIPLEXORES MSAN- 1/12/ PLANTAS ELECTRICAS AUXILIARES DE RESPALDO 1/12/ INTERCONEX. POR FIBRA OPTICA DE VALBUENA, CHIMENEA Y TABOGA 1/12/ EQUIP. Y DISPOSITIVOS DE COMUNIC. INTEGRACION NUEVOS AGENTES 1/12/ AMPLIACION DE COBERTURA DE RADIO DIGITAL ASTRO 1/12/15 2, REPOSICION DE BANCOS DE BATERIAS 1/12/ REPOSICION DE RECTIFICADORES 1/6/14, 1/6/15, 1/6/16 y 1/6/ REPOSICION DE MULTIPLEXORES BAYLY 1/12/15 1, REPOSICION DE CROSCONECTORES 1/12/ REPOSICION DE CENTRAL TELEFONICA 1/12/ REPOSICION DE TORRES 1/12/ REPOSICION DE AIRES ACONDICIONADOS 1/6/ Página No. 56 Noviembre de 2014

57 68 PLAN DE REPOSICIÓN 41, REPOSICIÓN DE CORTO PLAZO 21, REPOCISION DE TRANSF. SERVICIOS AUXILIARES MATA DE NANCE 1/12/ SISTEMA DE ADQUISICION DE DATOS POR RELES 10/12/ REEMPLAZO T1 S/E MATA DE NANCE 100 MVA 1/7/16 3, REEMPLAZO REACTORES R1 Y R2 S/E M. NANCE 20 MVAR 1/6/15 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 115 KV 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PANAMA 230 KV 11/9/14 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 230 KV 28/1/15 1, REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 230 KV 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 115 KV 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E CACERES 115 KV 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA Y LLS 230 KV 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E PANAMA Y LLS 230 KV 1/12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LL. SANCHEZ 230 KV 1/12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E CACERES 115 KV 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MDN 230 KV 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA, CACERES Y CALDERA 115 KV 1/12/ REEMPLAZO CTs S/E PANAMA 230 KV 1/12/ REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV 1/12/15 9, REEMPLAZO Y ADQUISICIÓN DE PROT. DIFERENCIALES ETAPA II 1/12/ REEMPLAZO DE EQUIPO DE INYECCION SECUNDARIA 1/12/ REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHARCO AZUL 1/12/ AUTOMATIZACION DE S/E CACERES 1/12/ REPOSICIÓN DE LARGO PLAZO 20, REEMPLAZO Y ADQ. DE PROT. DIFERENCIALES LINEAS 230 Y 115 KV , REEMPLAZO T1 S/E PROGRESO 50 MVA 1/12/17 2, REEMPLAZO T2 S/E PANAMA 175 MVA 1/12/17 4, REEMPLAZO T3 S/E PANAMA 350 MVA 1/12/20 4, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 230 KV 1/12/17 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E CALDERA 115 KV 1/12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E PANAMA Y CHORRERA 230 KV 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MATA DE NANCE 115 KV 1/6/16 (MDN) y 1/6/17 (PAN) REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV 1/12/17 (Z1) y 1/12/18 (Z3) 3, REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHORRERA 1/12/ SISTEMA DE CONEXIÓN 28, S/E EL HIGO (LAS GUIAS) 1ra NAVE 230 KV 1/7/14 9, ADICION T3 S/E LLANO SANCHEZ 100 MVA 30/6/13 4, ADICION T3 S/E CHORRERA 100 MVA 30/6/13 4, REEMPLAZO T1 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA 31/1/15 4, REEMPLAZO T2 S/E CHORRERA 100 MVA 31/1/15 4, REEMPLAZO TT2 S/E CHORRERA (ATERRIZAJE) 31/1/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 115 KV 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 34.5 KV 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 34.5 KV 1/6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 34.5 KV 28/1/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E LL. SANCHEZ 115 KV 1/12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E LL. SANCHEZ 115 KV 1/12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV 1/12/15 y 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E LL. SANCHEZ 115 y 34.5 KV 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E PROGRESO 34.5 KV 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E MATA DE NANCE 34.5 KV 1/12/ REEMPLAZO CTs S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV 1/12/ PLAN DE PLANTA GENERAL 23, EDIFICIO-ETESA 1/12/15 11, EQUIPO DE INFORMATICA 1/12/17 9, REEMPLAZO FLOTA VEHICULAR 1/12/17 2, PLAN ESTRATEGICO 26, ADICION TRANSFORMADOR T2 S/E BOQUERON III 230/34.5 KV 1/12/14 8, S/E SAN BARTOLO 230/115/34-5 KV 31/1/15 18,085 * El tramo de Progreso - Frontera será de circuito sencillo. Tabla 2.8 Programa de Obras de Transmisión del Plan de Expansión 2013 Página No. 57 Noviembre de 2014

58 2.1.4 PROPUESTA DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE 2014 El programa de obras propuesto por ETESA en este Plan de Expansión es el siguiente: DESCRIPCIÓN CODIGO Nueva Fecha Plan 2014 Costo (Miles de B/.) 1 TOTAL 1,659, PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE CORTO PLAZO 694,910 4 LINEA SANTA RITA - PANAMA II 115 KV 20,301 5 LINEA SANTA RITA - PANAMA II (CHAG.-PMA II 230 y CHAG-CAC 115) PESIN /12/14 15,476 6 ADICION S/E SANTA RITA 115 KV PESIN /12/14 2,923 7 ADICIÓN S/E PANAMA II 115 KV PESIN /12/14 1,902 8 NUEVA LINEA DOBLE CTO. M. NANCE - PROGRESO - FRONT 230 KV 28,940 9 L/T MATA DE NANCE - PROGRESO (DOBLE CTO) - FRONT 230 KV* PESIN /2/16 23, ADICIÓN S/E MATA DE NANCE 230 KV PESIN /2/16 3, ADICIÓN S/E PROGRESO 230 KV PESIN /2/16 1, SUB EL HIGO (2da NAVE 230 KV) PESIN /12/14 3, ADICION TRANSFORMADOR T5 S/E PANAMA 350 MVA PESIN /3/15 10, ADICION TRANSFORMADOR T3 S/E PANAMA II 175 MVA PESIN /2/16 9, TERCERA LINEA VEL - LLS - CHO - PANAMA 230 KV 273, L/T VELADERO-LLANO SANCHEZ-CHORRERA-PANAMA II DOBLE CTO. PESIN /9/16 219, ADICIÓN S/E VELADERO 230 KV PESIN /9/16 13, ADICIÓN S/E LLANO SANCHEZ 230 KV PESIN /9/16 15, ADICIÓN S/E CHORRERA 230 KV PESIN /9/16 17, ADICIÓN S/E PANAMA 230 KV PESIN /9/16 7, SVC S/E LLANO SANCHEZ 230 KV +120/-30 MVAR PESIN /8/16 22, SVC S/E PANAMA II 230 KV +120/-30 MVAR PESIN /8/16 21, ADICION BANCO CAPACITORES 60 MVAR PANAMA II 230 KV (SVC) PESIN /8/16 6, ADICION BANCO CAPACITORES 90 MVAR CHORRERA 230 KV (SVC) PESIN /9/15 11, ADICION BANCO CAPACITORES 90 MVAR VELADERO 230 KV PESIN /8/16 13, ADICION BANCO CAPACITORES 120 MVAR SAN BARTOLO 230 KV PESIN /8/16 19, ADICION BANCO CAPACITORES 30 MVAR LLANO SÁNCHEZ 230 KV PESIN /8/16 3, ADICION REACTORES 40 MVAR CHANGUINOLA 230 KV PESIN /4/16 16, ADICION REACTORES 20 MVAR GUASQUITAS 230 KV PESIN /4/16 13, S/E EL COCO 230 KV 2 NAVES PESIN , S/E LA ESPERANZA 230 KV 1 NAVE PESIN , S/E 24 DE DICIEMBRE 230 KV 1 NAVE PESIN , S/E CAÑAZAS 230 KV 1 NAVE PESIN , S/E BARRO BLANCO 230 KV 1 NAVE PESIN , AUMENTO DE CAPACIDAD LT BLM- PAN Y BLM-STA. RITA 115 KV PESIN /12/15 8, AUMENTO DE CAPACIDAD LT MATA DE NANCE - VELADERO 230 KV PESIN /12/16 32, AUMENTO DE CAPACIDAD LT GUASQUITAS - VELADERO 230 KV PESIN /7/17 1, NUEVA SUBESTACIÓN PANAMA III 230 KV PESIN /1/17 61, LÍNEA PANAMÁ III - TELFER 230 KV PESIN /1/17 80, PLAN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LARGO PLAZO 797, S/E BURUNGA 230 KV 3 NAVES , LINEA A DARIEN 230 KV 92, LINEA PANAMA II - CHEPO 230 KV DOBLE CIRCUITO PESIN /1/19 15, LINEA CHEPO - METETI 230 KV CIRCUITO SENCILLO PESIN /1/19 53, NUEVA S/E CHEPO 230 KV PESIN /1/19 16, NUEVA S/E METETI 230 KV PESIN /1/19 4, ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV PESIN /1/19 2, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - CACERES 115 KV 3, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - CACERES 115 KV 1 CTO. PESIN /1/19 1, ADICION EN PANAMA Y CACERES 115 KV PESIN /1/19 2, LINEA A VACAMONTE 230 KV 16, LINEA CHORRERA - VACAMONTE KV DOBLE CIRCUITO PESIN /9/19 5, ADICION S/E CHORRERA 230 KV PESIN /9/19 6, NUEVA S/E VACAMONTE 230 KV PESIN /9/19 4, LINEA PUNTA RINCON - TELFER 53, LINEA PUNTA RINCON - TELFER 230 KV DOBLE CIRCUITO PESIN /6/20 41, ADICION S/E PUNTA RINCON 230 KV PESIN /6/20 6, ADICION S/E TELFER 230 KV PESIN /6/20 6, LINEA CHIRIQUI GRANDE - PANAMA III 500 KV 474, LINEA CHIRIQUI GRANDE - PANAMA IIII DOBLE CTO. 500 KV 2 X 750 ACAR PESIN /2/20 246, ADICION S/E PANAMA III 500/230 KV PESIN /2/20 97, ADICIÓN S/E CHIRIQUI GRANDE 500/230 KV PESIN /2/20 104, SVC 150 MVAR PANAMA III 230 KV PESIN /2/20 25, ENERGIZACION SANTA RITA 230 KV 21, NUEVA S/E SANTA RITA 230 KV PESIN /1/22 15, ADICIÓN S/E PANAMA II 230 KV PESIN /1/22 5, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - PANAMA III 230 KV 13, LINEA SUBTERRANEA PANAMA - PANAMA III 230 KV I CTO. PESIN /1/23 6, ADICION S/E PANAMA 230 KV PESIN /1/23 3, ADICION S/E PANAMA III 230 KV PESIN /1/23 3, REEMPLAZO LINEA VEL - LLS - CHO - PAN 230 KV 107, LINEA VELADERO - LLANO SÁNCHEZ 230 KV PESIN /2/22 40, LINEA LLANO SÁNCHEZ - CHORRERA 230 KV PESIN /2/23 52, LINEA CHORRERA - PANAMA 230 KV PESIN /2/24 14, Página No. 58 Noviembre de 2014

59 DESCRIPCIÓN CODIGO Nueva Fecha Plan 2014 Costo (Miles de B/.) 77 PLAN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES 7, REPOCISION DE RADIOS DE ENLACE DE MICROONDAS PESIN /12/ EQUIPAMIENTO DE ETHERNET EN BACKBONE PESIN /12/ EQUIPAMENTO DE MULTIPLEXORES MSAN- PESIN /12/ PLANTAS ELECTRICAS AUXILIARES DE RESPALDO PESIN /12/ INTERCONEX. POR FIBRA OPTICA DE VALBUENA, CHIMENEA Y TABOGA PESIN /12/ EQUIP. Y DISPOSITIVOS DE COMUNIC. INTEGRACION NUEVOS AGENTES PESIN /12/ AMPLIACION DE COBERTURA DE RADIO DIGITAL ASTRO PESIN /12/15 2, REPOSICION DE BANCOS DE BATERIAS PESIN /12/ REPOSICION DE RECTIFICADORES PESIN /6/14, 1/6/15, 1/6/16 y 1/6/ REPOSICION DE MULTIPLEXORES BAYLY PESIN /12/15 1, REPOSICION DE CROSCONECTORES PESIN /12/ REPOSICION DE CENTRAL TELEFONICA PESIN /12/ REPOSICION DE TORRES PESIN /12/ REPOSICION DE AIRES ACONDICIONADOS PESIN /6/ PLAN DE REPOSICIÓN 46, REPOSICIÓN DE CORTO PLAZO 21, REPOCISION DE TRANSF. SERVICIOS AUXILIARES MATA DE NANCE PESIN /12/ SISTEMA DE ADQUISICION DE DATOS POR RELES PESIN /12/ REEMPLAZO T1 S/E MATA DE NANCE 100 MVA PESIN /7/16 3, REEMPLAZO REACTORES R1 Y R2 S/E M. NANCE 20 MVAR PESIN /2/16 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 115 KV PESIN /6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PANAMA 230 KV PESIN /9/14 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 230 KV PESIN /1/15 1, REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 230 KV PESIN /12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA 115 KV PESIN /12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E CACERES 115 KV PESIN /12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E PANAMA Y LLS 230 KV PESIN /12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E PANAMA Y LLS 230 KV PESIN /12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LL. SANCHEZ 230 KV PESIN /12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E CACERES 115 KV PESIN /12/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MDN 230 KV PESIN /12/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA, CACERES Y CALDERA 115 KV PESIN /12/ REEMPLAZO CTs S/E PANAMA 230 KV PESIN /12/ REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV PESIN /12/15 9, REEMPLAZO Y ADQUISICIÓN DE PROT. DIFERENCIALES ETAPA II PESIN /12/ REEMPLAZO DE EQUIPO DE INYECCION SECUNDARIA PESIN /12/ REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHARCO AZUL PESIN /12/ AUTOMATIZACION DE S/E CACERES PESIN /12/ REEMPLAZO DE TORRES CORROIDAS EN PANAMÁ Y COLÓN PESIN /12/ REPOSICIÓN DE LARGO PLAZO 24, REEMPLAZO T1 S/E PROGRESO 50 MVA PESIN /1/18 2, REEMPLAZO T2 S/E PANAMA 175 MVA PESIN /1/18 4, REEMPLAZO T3 S/E PANAMA 350 MVA PESIN /12/20 4, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 230 KV PESIN /1/18 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E CALDERA 115 KV PESIN /1/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E PANAMA Y CHORRERA 230 KV PESIN /1/ REEMPLAZO PTs S/E PANAMA Y MATA DE NANCE 115 KV PESIN /6/16 (MDN) y 1/6/17 (PAN) REEMPLAZO Y ADQ. DE PROT. DIFERENCIALES LINEAS 230 Y 115 KV PESIN , REEMPLAZO DE PROTECCIONES S/E CHORRERA PESIN /1/ REEMPLAZO HILO DE GUARDA ZONAS 1 Y 3 LINEAS 230 Y 115 KV PESIN /12/17 (Z1) y 1/12/18 (Z3) 3, REPOSICIÓN DE REGISTRADORES DE OSCILOGRAFIAS PESIN y REEMPLAZO DE PROTECCIONES DE 230 Y 115 KV DE S/E PANAMA 2 PESIN REEMPLAZO Y ADQ. DE PROT. DIFERENCIALES LINEAS 230 Y 115 KV PESIN , SISTEMA DE CONEXIÓN 36, S/E EL HIGO 1ra NAVE 230 KV PESIN /12/14 9, ADICION T3 S/E LLANO SANCHEZ 100 MVA PESIN /8/14 4, ADICION T3 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN /8/14 4, REEMPLAZO T1 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA PESIN /2/16 4, REEMPLAZO T2 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN /2/16 4, REEMPLAZO TT2 S/E CHORRERA (ATERRIZAJE) PESIN /2/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 115 KV PESIN /6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E LLANO SANCHEZ 34.5 KV PESIN /6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E MATA DE NANCE 34.5 KV PESIN /6/ REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 34.5 KV PESIN /1/ REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E LL. SANCHEZ 115 KV PESIN /12/ REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E LL. SANCHEZ 115 KV PESIN /12/ REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV PESIN /12/15 y 1/12/ REEMPLAZO PTs S/E LL. SANCHEZ 115 y 34.5 KV PESIN /12/ REEMPLAZO PTs S/E PROGRESO 34.5 KV PESIN /12/ REEMPLAZO PTs S/E MATA DE NANCE 34.5 KV PESIN /12/ REEMPLAZO CTs S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV PESIN /12/ REEMPLAZO T2 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA PESIN /1/20 4, REEMPLAZO T1 S/E CHORRERA 100 MVA PESIN /1/20 4, PLAN DE PLANTA GENERAL 43, EDIFICIO-ETESA PESIN /12/15 27, EQUIPO DE INFORMATICA PESIN , REEMPLAZO FLOTA VEHICULAR PESIN , PLAN ESTRATEGICO 34, ADICION TRANSFORMADOR T2 S/E BOQUERON III 230/34.5 KV PESIN /10/15 8, ADICION TRANSFORMADOR T3 S/E BOQUERON III 230/34.5 KV PESIN /1/19 7, S/E SAN BARTOLO 230/115/34-5 KV PESIN /7/15 18,085 * El tramo de Progreso - Frontera será de circuito sencillo. Tabla 2.9 Programa de Obras Propuestas por ETESA Plan 2014 Página No. 59 Noviembre de 2014

60 2.1.5 INFORMACIÓN PARA EL MODELO ENERGÉTICO Se tomó la base de datos del SDDP 7, la cual incluye la información de la generación y demanda para tres escenarios definidos de acuerdo a lo mostrado en la Tabla CASO NOMBRE DESCRIPCIÓN 1 REFERENCIA Escenario de Generación Regional Hidro Térmico con Gas Natural y Carbón con proyección de demanda media. 2 SOLO GAS NATURAL Escenario de Generación Regional Hidro Térmico con Gas Natural con proyección de demanda media. 3 RENOVABLES Escenario de Generación Regional Hidro Térmico con Renovables con proyección de demanda media. Tabla 2-11 Escenarios para el Análisis Energético El modelo energético cuenta con la información necesaria para realizar el análisis de expansión en el horizonte , con resolución mensual para demandas máxima, media y mínima. Se tienen en cuenta los valores actualizados para los precios de los distintos tipos de combustible utilizados en los proyectos candidatos de expansión INFORMACIÓN DE DETALLE PARA EL ANÁLISIS ELÉCTRICO Se modela el sistema eléctrico con un total de 306 barras, 155 líneas, 138 transformadores de 2 devanados y 50 transformadores de 3 devanados, y 146 generadores y 197 cargas. También se modela la red de ACP de 44 KV y sus unidades de generación. Para el año final del análisis eléctrico, 2028, se modela el sistema eléctrico con un total de 499 barras, 287 líneas, 236 transformadores de 2 devanados y 63 transformadores de 3 devanados, 254 generadores y 219 cargas. También se modela la red de ACP de 44 KV y sus unidades de generación (incluyendo las futuras). En el modelo de red se incluyen todas las barras de 230 KV, 115 KV, 44 KV y las barras de 34.5 KV de las principales subestaciones de ETESA en el interior del país: Chorrera, Llano Sánchez, Veladero, Guasquitas, Mata de Nance, Boquerón III, Caldera, Changuinola, Cañazas, Progreso y Charco Azul. Se consideran las futuras subestaciones también. Para los estudios de estabilidad los generadores se modelan con sus reguladores de velocidad, tensión y estabilizadores de potencia. El modelado de los generadores se realiza con base a información entregada por los agentes durante el trámite de viabilidad de conexión y a parámetros típicos de estos elementos (modelos de máquina, gobernador, excitado, estabilizador, etc.) para aquellos agentes de los que no se cuente con información para su modelado. 7 El Modelo de Planeamiento de la Operación Dual Estocástico (o en inglés, SDDP: Stochastic Dual Dynamic Programming), es un programa de optimización diseñado para calcular la política de operación óptima de sistemas hidrotérmicos. Es muy utilizado en muchos países con bastante éxito ya que el algoritmo está diseñado para sistema hidrotérmicos como el Panameño cuyo despacho se define por la optimización de costos de producción.( Página No. 60 Noviembre de 2014

61 La información de detalle eléctrico fue utilizada para alimentar el modelo Power System Simulator Extended (PSS/E TM ), el cual permite simular el estado estacionario y realizar simulaciones de confiabilidad. En el Anexo III-9 se describen las características de este modelo. Página No. 61 Noviembre de 2014

62 CAPÍTULO 3: DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 3.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN El Sistema de Transmisión de ETESA está conformado por un conjunto de líneas de transmisión de alta tensión de 230 y 115 KV, subestaciones, transformadores y otros elementos necesarios para transportar la energía eléctrica a través del Sistema Interconectado Nacional. La longitud total de las líneas de 230 KV en líneas de doble circuito es de 1, Km, y en líneas de circuito sencillo, de Km. Para las líneas de 115 KV, la longitud total de líneas de doble circuito es de Km. y para líneas de circuito sencillo, de Km. En la Tabla 3-1 se presentan las líneas de transmisión de ETESA, su año de entrada en operación y su longitud y capacidad en MVA, tanto para condiciones de operación normal como en contingencia. LINEAS DE 230 Y 115 KV DE ETESA LÍNEAS NUMERACIÓN SUBESTACIONES AÑO LONG. CONDUCTOR CAPACIDAD (MVA) (Km.) Normal Cont. LINEAS DE 230 KV DOBLE CIRCUITO 230-1A/B,2A BAYANO - PACORA - PANAMA II ACSR C,2B PANAMA II - PANAMA ACSS A,4A PANAMA - CHORRERA ACAR B,4B CHORRERA - LL.SANCHEZ ACAR A,6A LL.SANCHEZ - VELADERO ACAR B,6B VELADERO - MATA NANCE ACAR ,8 MATA NANCE - FORTUNA ACAR ,13 LL.SANCHEZ - PANAMA II ACAR ,15 VELADERO - LL. SANCHEZ ACAR ,17 GUASQUTAS - VELADERO ACAR TOTAL TOTAL x CIRCUITO 1, CIRCUITO SENCILLO 230-9A MATA NANCE - BOQUERON III ACAR B BOQUERON III - PROGRESO ACAR PROGRESO - FRONTERA ACAR GUASQUITAS - FORTUNA ACAR A FORTUNA - LA ESPERANZA * ACAR B LA ESPERANZA - CHANGUINOLA * ACAR CHANGUINOLA - FRONTERA ACAR GUASQUITAS - CAÑAZAS * ACAR y 1200 ACAR CAÑAZAS - CHANGUINOLA * ACAR TOTAL TOTAL x CIRCUITO 2, LINEAS DE 115 DOBLE CIRCUITO 115-1A,2A CACERES - STA. RITA ACSR y 1200 ACAR B,2B STA. RITA - BLM ACSR ,16 MATA NANCE - CALDERA ACSR TOTAL TOTAL x CIRCUITO CIRCUITO SENCILLO 115-3A PANAMA - CHILIBRE ** ACSR B CHILIBRE - BLM 2 ** ACSR A PANAMA - CEMENTO PANAMA ** ACSR B CEMENTO PANAMA - BLM 2 ** ACSR PANAMA - CACERES ACSR CALDERA - LA ESTRELLA ACSR CALDERA - LOS VALLES ACSR CALDERA - PAJA DE SOMBRERO ACSR PROGRESO - CHARCO AZUL ACSR PANAMA - CACERES SUBT XLPE TOTAL TOTAL * NOTA: estas lineas son de doble circuito, un circuito se secciona en Cañazas y otro en La Esperanza. ** NOTA: estas lineas son de doble circuito, un circuito se secciona en Chilibre y otro en Cemento Panamá Tabla 3-1 Líneas de Transmisión de ETESA Página No. 62 Noviembre de 2014

63 ETESA cuenta con un total de catorce subestaciones; dos de ellas seccionadoras a nivel de 115 KV, Cáceres y Santa Rita, y dos seccionadoras a nivel de 230 KV, Guasquitas y Veladero. Las otras diez, son subestaciones reductoras, Panamá II, Panamá, Chorrera, Llano Sánchez, Mata de Nance, Boquerón III, Progreso, Caldera, Charco Azul y Changuinola. El principal centro de carga del país está ubicado en el área metropolitana de la ciudad de Panamá, donde se concentra aproximadamente el 70% de la demanda. Para servir esta demanda, ETESA cuenta con dos subestaciones reductoras, Panamá y Panamá II y una subestación seccionadora, Cáceres. Estas subestaciones alimentan, las subestaciones de distribución Locería, Marañón, Centro Bancario y San Francisco, propiedad de la empresa EDEMET y las de Santa María, Monte Oscuro, Tinajitas, Cerro Viento, Tocumen, Chilibre y a partir del presente año las nuevas subestaciones de Llano Bonito y 24 de diciembre (en 230 KV), propiedad de ENSA. Las demás subestaciones de ETESA alimentan áreas del interior del país. La subestación Chorrera alimenta el área de Panamá Occidente, la subestación Llano Sánchez alimenta el área de provincias centrales (Coclé, Los Santos, Herrera y Veraguas), las subestaciones Mata de Nance, Boquerón III, Progreso, Caldera y Charco Azul alimentan el área de la provincia de Chiriquí y la subestación Changuinola alimenta a la provincia de Bocas del Toro (Changuinola, Almirante y Guabito). En la Tabla 3-2 se presenta un detalle de las subestaciones reductoras de ETESA y la capacidad de transformación actual de cada una de ellas. SUBESTACION No. TRANSFORMADORES DE ETESA CAPACIDAD (MVA) VOLTAJES (KV) ENTRADA EN CAPACIDAD REDUCTOR CONEXION OA FA FOA ALTA BAJA TERCI. OPERACIÓN PANAMA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1999 PANAMA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1999 PANAMA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1993 PANAMA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1974 PANAMA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1981 CHORRERA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1995 CHORRERA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1975 CHORRERA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 2013 LLANO SANCHEZ OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1975 LLANO SANCHEZ OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1995 LLANO SANCHEZ OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 2012 MATA DE NANCE OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1975 MATA DE NANCE OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 2012 MATA DE NANCE OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 2003 PROGRESO OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 2003 PROGRESO OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 1975 CHARCO AZUL OA/FA REDUCTOR DEL/EST 1988 CHANGUINOLA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/EST/DEL 2009 CALDERA OA/FA/FOA REDUCTOR EST/DEL 2010 BOQUERON III OA/FA/FOA REDUCTOR EST/DEL 2010 TOTAL 1, , ,019.8 Nota: uno de los transformadores de la subestación Chorrera tiene capacidad de 30/40/50/56 MVA. Tabla 3-2 Transformadores de ETESA Página No. 63 Noviembre de 2014

64 Para efectos de soporte de reactivo, el sistema cuenta con bancos de capacitores y reactores. Los bancos de capacitores se encuentran ubicados de la siguiente forma: Subestación Panamá (120 MVAR) MVAR (6x20 MVAR) en el patio de 115 KV Subestación Panamá II (120 MVAR) MVAR (6x20 MVAR) en el patio de 115 KV Subestación Panamá II (120 MVAR) MVAR (4x30 MVAR) en el patio de 230 KV Subestación Llano Sánchez (90 MVAR) - 90 MVAR (3x30 MVAR) en el patio de 230 KV Los reactores se encuentran distribuidos de la siguiente forma: Subestación Llano Sánchez (80 MVAR) - 60 MVAR en el patio de 230 KV (3x20 MVAR) - 20 MVAR en el patrio de 34.5 KV Subestación Veladero 230 KV 60 MVAR (3x20 MVAR) Subestación Mata de Nance 40 MVAR en el patio de 34.5 KV (2x20 MVAR) Para el año 2014, se realizaron simulaciones con el programa PSS/E TM para analizar el sistema actual de transmisión en régimen permanente, y verificar su comportamiento para época lluviosa, en demanda máxima, media y en demanda mínima (pico, valles y resto del sistema). Para realizar estas simulaciones se modeló el sistema actual considerando la demanda y factor de potencia correspondiente para cada escenario (demanda máxima, media o mínima) y los intercambios esperados entre Panamá y ACP. Se consideró también el orden de mérito a seguir para la época del año analizada (época lluviosa) y se hizo re-despacho en los casos en que se encontró que no era posible lograr el despacho económico a causa de déficit de reactivo en el sistema, hasta verificar que el sistema fuera capaz de soportar las contingencias más severas sin presentar ninguna violación a los criterios de calidad, y de recuperarse satisfactoriamente mediante la acción de gobernadores. En este Plan de Expansión, se ha utilizado la función ACCC del PSS/E TM para simular todas las contingencias que se decida considerar. Con esta función se calculan flujos AC para esta lista de contingencias, y los resultados son procesados para producir reportes en donde se indica aquellas contingencias que no convergieron o que presentaron violaciones, o sobrecargas en las líneas, etc. La base de datos de ETESA se encuentra organizada con las características de todos los componentes del Sistema de Transmisión y las características técnicas de los equipamientos de generadores, distribuidores y grandes clientes conectados al sistema principal de transmisión. A continuación, un mapa de Panamá mostrando la ubicación aproximada de las subestaciones de ETESA, el recorrido de las líneas de transmisión y ubicación de las distintas centrales de generación, y también un diagrama unifilar simplificado del sistema actual. Página No. 64 Noviembre de 2014

65 Página No. 65 Noviembre de 2014

66 Página No. 66 Noviembre de 2014

67 3.2 ESQUEMAS DE CONTROL DE EMERGENCIA El esquema de control de emergencia utilizado en el sistema de transmisión es el de desligue de carga. Existen cinco esquemas que son: baja frecuencia, bajo voltaje, pérdida de generación (PanAm), pérdida de generación (BLM) y pérdida del transformador T3 de S/E Panamá. En la actualidad es aceptado que, en condiciones normales de operación, la frecuencia oscile entre 59.9 Hz y 61 Hz y que, para condiciones de contingencia sencilla, se oscile en un rango que deberá mantenerse entre 58.9 Hz y 61 Hz. Finalmente, en condiciones de post-falla, la frecuencia podrá oscilar en un rango de ±1.0%. La duración de las oscilaciones por debajo de este límite estará determinada por las frecuencias de operación admisibles por las turbinas de vapor conectadas al sistema. En cuanto al control de voltaje, las subestaciones del SIN deben presentar voltajes dentro del rango establecido en el Reglamento de Trasmisión, el cual corresponde a +/- 5% del voltaje nominal en condiciones de operación normal. Durante la ocurrencia de una contingencia simple, el voltaje deberá permanecer dentro del rango de +/- 10% del Voltaje nominal y finalmente en estado de postcontingencia, una vez que el sistema se haya estabilizado en su nueva condición de operación, se acepta que el voltaje en todas las barras del SIN operen dentro del +/- 7% del voltaje nominal. Para la evaluación del desempeño dinámico del sistema (estabilidad transitoria), los generadores que operan en el SIN, deberán mantenerse en sincronismo ante la ocurrencia de una falla trifásica despejada en 4 ciclos mediante la apertura del o los interruptores correspondientes, y su comportamiento deberá ser amortiguado. En las Tablas 3-4 a 3-6 a continuación se presentan los valores actualmente utilizados en los esquemas de control de emergencias: Página No. 67 Noviembre de 2014

68 ESCALÓN FRECUENCIA (HZ) AGENTE ESQUEMA DE DESCONEXION DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA Fecha de entrada en vigencia: 29 de agosto de 2013 SUBESTACIÓN CIRCUITO AMPERAJE (Amp.) EDEMET San Francisco EDEMET El Torno EDEMET Locería EDEMET Centro Bancario CEB % ENSA France Field ENSA Tinajitas TIN ENSA Chilibre EDEMET San Francisco EDEMET Locería EDEMET Marañón EDEMET Centro Bancario CEB EDEMET Coronado % ENSA France Field ENSA Santa María ENSA Tinajitas TIN Apertura de la línea Apertura de la línea Apertura de la línea EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Centro Bancario CEB % ENSA Calzada Larga CL ENSA Monte Oscuro ENSA France Field EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Locería EDEMET Marañon EDEMET Marañón EDEMET San Francisco EDEMET San Francisco EDEMET Arraiján EDEMET San Francisco % ENSA Chilibre ENSA Bahá Las Minas ENSA Tinajitas TIN ENSA Tinajitas TIN ENSA Tinajitas TIN ENSA Tinajitas TIN ENSA Tinajitas TIN ENSA Monte Oscuro ENSA France Field ENSA Tocumen TOC ENSA Tocumen TOC ENSA Tocumen TOC EDEMET Marañón EDEMET Arraiján EDEMET El Torno EDEMET Centro Bancario CEB EDEMET Coronado % ENSA Chilibre ENSA Santa María ENSA Cerro Viento ENSA Tocumen TOC T O T A L % NOTAS: DATOS DE EDEMET ACTUALIZADOS AL 05 DE AGOSTO DE DATOS DE ENSA ACTUALIZADOS AL 05 DE AGOSTO DE LOS TIEMPOS DE DETECCIÓN DE LOS RELEVADORES ES DE 100 MILISEGUNDOS LAS INTERCONEXIONES TIENES UMBRAL DE 1 SEGUNDO CARGA (MVA) CARGA (MW) TOTAL (MW) Tabla 3-4 Esquema de Desconexión de Carga por Baja Frecuencia PORCENTAJE (%) Página No. 68 Noviembre de 2014

69 ESQUEMA DE DESCONEXION DE CARGA POR BAJO VOLTAJE Fecha de entrada en vigencia: 13 de diciembre de 2004 TIEMPO DE APORTE ETAPA VOLTAJE (KV ) DESCONEXIÓN REQUERIDO AGENTE SUBESTACIÓN CIRCUITO (Ref. 115 KV) CICLOS (MW) EDEMET MARAÑÓN ELEKTRA CERRO VIENTO EDEMET SAN FRANCISCO TOTAL TOTAL TOTAL GRAN TOTAL Tabla 3-5 Esquema de Desconexión de Carga por Bajo Voltaje CARGA MW CARGA MVAR Página No. 69 Noviembre de 2014

70 ESCALÓN ESQUEMA DE DESCONEXION DE CARGA POR PÉRDIDA DEL TRANSFORMADOR T3 DE S/E PANAMA APORTE EXIGIDO (MW) Fecha de entrada en vigencia: SUBESTACIÓN CIRCUITO AMPERAJE (Amp.) CARGA (MVA) CARGA (MW) TOTAL (MW) San Francisco San Francisco San Francisco San Francisco San Francisco Centro Bancario CEB Centro Bancario CEB Centro Bancario CEB Centro Bancario CEB Centro Bancario CEB Centro Bancario CEB Centro Bancario CEB Loceria Loceria Locería San Francisco San Francisco San Francisco San Francisco San Francisco San Francisco Locería Locería Locería Locería Locería Locería Locería Locería Locería Marañóm Marañóm Marañóm Locería Locería Locería Locería Locería Marañóm T O T A L Tabla 3-6 Esquema de Desconexión de Carga por Pérdida del Transformador T3 de S/E Panamá Página No. 70 Noviembre de 2014

71 CAPÍTULO 4: CRITERIOS TÉCNICOS El Sistema Interconectado Nacional debe cumplir con diferentes normas establecidas tanto en el Reglamento de Transmisión, como en el Reglamento de Operación. En el Título VI: Normas de Diseño del Sistema de Transmisión del Reglamento de Transmisión se tiene lo siguiente: NIVELES DE TENSIÓN ESTADO ESTABLE En condiciones de estado estable de operación, los prestadores del Servicio Público de Transmisión, deberán asegurar las siguientes variaciones porcentuales de tensión respecto al valor nominal, en cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión para las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión: CONTINGENCIA Con posterioridad a la ocurrencia de una contingencia simple en el Sistema Principal de Transmisión y una vez que el sistema alcanzó su operación en estado estacionario, los que prestan el Servicio de Transmisión deberán asegurar las siguientes variaciones porcentuales de tensión respecto al valor nominal, en cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión para las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión: Se entiende por contingencia simple a aquella falla que afecte un solo elemento serie del Sistema Principal de Transmisión. Con posterioridad a la ocurrencia de cualquier contingencia en el Sistema Principal de Transmisión, los que prestan el Servicio de Transmisión, deberán asegurar en cada punto de interconexión del Página No. 71 Noviembre de 2014

72 Sistema Principal de Transmisión de las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión que los niveles de tensión no superarán el 20 % de la tensión nominal, ni serán inferiores al 85 % de la misma. Estos niveles no podrán tener una duración mayor que un minuto contado a partir de la contingencia. CRITERIO DE CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Las capacidades de las líneas de transmisión deben cumplir con las normas publicadas por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) en el Reglamento de Operación, Tomo II, Manual de Operación y Mantenimiento. MOM.1.40 Criterio de Cargabilidad Normal en líneas. Las líneas de transmisión no deberán operarse a más del 100% de su capacidad de transporte según diseño para la operación normal del sistema. Por criterios de seguridad de áreas o estabilidad, debidamente justificados con estudios de red, se podrá establecer un límite menor. MOM.1.41 Criterio de Cargabilidad en emergencia en líneas. En condiciones de emergencia las líneas podrán ser sobrecargadas por periodos máximos de quince (15) minutos. Se permite que los conductores operen a una temperatura máxima de 90 º C pero limitada a un tiempo total de 300 horas durante su vida útil. CRITERIOS ADICIONALES Adicionalmente, para los efectos del estudio, se considerará que los demás elementos del SIN cumplen con las premisas básicas de operación establecidas en el Capítulo VII.2: OBLIGACIONES DE LOS USUARIOS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN EN RELACIÓN A LA CALIDAD DE SERVICIO, del REGLAMENTO DE TRASMISIÓN, entre las que se tiene la del Control de Potencia Reactiva, que establece que: Las empresas de distribución eléctrica y los grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, deberán mantener en sus puntos de interconexión con el Sistema Principal de Transmisión y el lado de 34.5 KV de los transformadores en los casos que correspondiere, con el fin de minimizar el transporte de potencia reactiva por el Sistema de Transmisión, los siguientes valores tolerados del factor de potencia promedio en intervalos de 15 minutos, en los estados estables de operación normal y de contingencia simple: Página No. 72 Noviembre de 2014

73 Nota: 0.XX(-) indica un factor de potencia atrasado (inductivo). 0.YY(+) indica un factor de potencia adelantado (capacitivo). Las empresas generadoras deberán operar sus centrales dentro de los límites fijados por sus curvas de capacidad, a los efectos de suministrar o absorber la potencia reactiva que resulte de una correcta y óptima operación del sistema eléctrico. Las empresas generadoras están obligadas a cumplir con los siguientes requerimientos: a) Entregar en forma permanente, hasta el noventa por ciento (90%) del límite de potencia reactiva inductiva o capacitiva, en cualquier punto de operación que esté dentro de las características técnicas de la máquina dadas por la Curva de Capacidad para la máxima presión de refrigeración. b) Entregar en forma transitoria, el cien por ciento (100%) durante veinte (20) minutos continuos, con intervalos de cuarenta (40) minutos. c) Mantener la tensión en barras que le solicite el Centro Nacional de Despacho, dentro de su zona de influencia de acuerdo a la normativa vigente. d) El no cumplimiento de estas prestaciones significará la aplicación de un recargo de acuerdo a la metodología descrita en el presente Reglamento. Se proponen entonces criterios básicos para la operación del sistema, diferenciados por estado estacionario y estabilidad. Para establecer estos criterios técnicos se ha tomado como referencia lo establecido en el Reglamento de Transmisión. ESTADO ESTACIONARIO 1. La tensión en barras, para cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión para la empresas distribuidoras y grandes clientes, no debe ser inferior al 95%, ni superior a 105% del valor nominal de operación. 2. Con posterioridad a la ocurrencia de una contingencia simple en el Sistema Principal de Transmisión y una vez que el sistema alcanzó su operación en estado estacionario, en cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión de las empresas distribuidora y grandes clientes, la tensión no debe ser inferior al 93%, ni superior a 107% del valor nominal de operación. 3. Con posterioridad a la ocurrencia de cualquier contingencia en el Sistema Principal de Transmisión, se deberá asegurar en cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión de las empresas distribuidora y grandes clientes, que la tensión no debe ser inferior al 85%, ni superior a 120% del valor nominal de operación, con una duración de un minuto contado a partir de la contingencia. 4. La tensión máxima permitida en el extremo abierto de las líneas (Efecto Ferranti) será de 1.15 p.u. Página No. 73 Noviembre de 2014

74 5. No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores. La cargabilidad de los transformadores se determina por su capacidad máxima nominal en MVA. ESTABILIDAD El sistema debe permanecer estable bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del Sistema de Transmisión; con despeje de la falla por operación normal en interruptores de 230 KV en 66 mseg (4 ciclos), y en interruptores de 115 KV en 150 mseg (9 ciclos) de la protección principal. 1. Una vez despejada la falla, la tensión no debe permanecer por debajo de 0.8 p.u. por más de 500 ms. 2. Después de la contingencia sencilla, en el nuevo punto de equilibrio, las tensiones en las barras del Sistema de Transmisión deben estar en el rango de 0.93 a 1.07 p.u. 3. Las oscilaciones de ángulos de rotor, flujos de potencia y tensiones del sistema, deberán ser amortiguadas. 4. No se permiten valores de frecuencia inferiores a 58.0 Hz ni mayores a 62 Hz durante los eventos transitorios. La consideración de 58.0 Hz se debe a que las Maquinas Térmicas del SIN están configuradas en este valor. 5. En caso de contingencia en una de las líneas, se permite la sobrecarga en las demás líneas del sistema hasta 15 minutos para permitir re-despacho que alivie estas sobrecargas. 6. Al conectar o desconectar bancos de condensadores y/o reactores, el cambio de la tensión en el transitorio, deberá ser inferior a 5% de la tensión nominal de la barra donde se ubica la compensación. 7. La generación o absorción de potencia reactiva de las unidades de generación podrá transitoriamente exceder los límites de capacidad de régimen permanente hasta un máximo de 30 segundos de ocurrida la contingencia. El objetivo es evitar sobrecargas sostenidas que puedan sacar de operación las unidades de generación. Página No. 74 Noviembre de 2014

75 CAPÍTULO 5: METODOLOGÍA 5.1 DETERMINACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN En la Figura 5-1 se muestra el flujograma de la metodología específica con la cual se determina el plan de expansión de transmisión. Información Base Definición de Escenarios Generaciones forzadas y límites de intercambio (SIN PLAN) Proyección de sobrecosto por restricciones Restricciones Físicas Identificación de Planes Análisis de Cada Plan Calculo del costo de inversión Generaciones forzadas y límites de intercambio Calculo de pérdidas Análisis de Confiabilidad Costo de operación con plan Figura DEFINICIÓN DE ESCENARIOS Evaluación financiera y selección del plan Flujograma del Análisis de Largo Plazo Para iniciar con el análisis de expansión de transmisión es necesario determinar cuál será la composición demanda/generación del sistema al cual se le va a determinar su plan de transmisión óptimo. Esta composición que se denomina escenario es el resultado de estudios macroeconómicos, que sirven de insumo para el análisis de la transmisión. Adicionalmente a la demanda, los planes indicativos de generación también determinarán escenarios a los cuales se les harán los análisis eléctricos, energéticos y de confiabilidad con el objeto de determinar el plan de óptimo de transmisión en cada caso. Al definir escenarios se pretende estimar cómo será el crecimiento esperado del sistema para que al final del análisis se logre encontrar un plan de expansión robusto, que permita un óptimo desempeño Página No. 75 Noviembre de 2014

76 del sistema frente a los posibles cambios que puedan darse debido a cambios en las condiciones económicas. Como se sabe, ante un alto crecimiento de la demanda las necesidades de generación se incrementan, lo cual implica mayores inversiones en transmisión. El poder definir escenarios con buen criterio es una tarea que fija los parámetros de la solución que ha de encontrarse. Entre mejor sustentados sean los escenarios mejor será la calidad en la solución del plan de expansión de transmisión, evitando sobrecostos de inversión innecesarios. ETESA ha definido 3 escenarios a ser considerados en el estudio, los cuales incluyen los planes indicativos de generación elaborados en el plan de expansión de generación GENERACIONES FORZADAS Y LÍMITES DE INTERCAMBIO (SIN PLAN) Mediante análisis eléctricos se calculan cuáles son las restricciones aplicables al sistema por efecto de no disponer de refuerzos de transmisión, pese a que la demanda y generación se vayan incrementando. Las restricciones encontradas se representan en el modelo energético como límites de generación forzada y límites de intercambios entre áreas eléctricas, las cuales aplican para el horizonte de estudio en demanda máxima, media y mínima. Análisis en AC Análisis de confiabilidad Análisis de estabilidad Figura 5-2 Generaciones forzadas y límites de intercambio para cada escenario Evaluación de generaciones forzadas y límites de intercambio PROYECCIÓN DE COSTO OPERATIVO SIN PLANES Con las restricciones encontradas en el numeral 0 se procede a simular la operación con el modelo energético SDDP y se obtiene el costo operativo total del sistema 8 sin plan de transmisión. En resumen, esa proyección es una referencia de lo que costará la operación si no se realizan inversiones en el sistema de transmisión. La Figura 5-3 ilustra la proyección del costo operativo para un sistema sin plan de expansión. 8 El término costo operativo total del sistema hace referencia al costo de operación térmica por atención a la demanda, más el costo del déficit que se presente, más las pérdidas del sistema. Página No. 76 Noviembre de 2014

77 Figura VIABILIDAD DE LOS PROYECTOS Costo operativo sin plan de expansión En esta etapa se hace un análisis de la viabilidad de implementar obras en la red de transmisión tales como nuevos circuitos, líneas paralelas y transformadores. La idea es encontrar refuerzos candidatos viables técnicamente y que se puedan construir en caso de ser requeridos. En sistemas reales muchas veces la solución óptima teórica no siempre puede implementarse, debido a restricciones físicas, ambientales, económicas o sociales, por lo cual una buena selección de candidatos permitirá analizar la expansión dentro de un conjunto de soluciones reales MODELO DE EXPANSIÓN DE LARGO PLAZO El planeamiento de la expansión de la transmisión de largo plazo posee características que, visto desde la óptica de programación matemática, se puede ubicar dentro de los problemas de gran complejidad, de naturaleza combinatoria, no lineal y no convexo. La manera de tratar ese problema convenientemente ha llevado a introducir algunas simplificaciones, buscando obtener buenas soluciones con un esfuerzo computacional moderado. Tales simplificaciones consisten, básicamente, en despreciar el efecto de la distribución de flujos debidos a la segunda Ley de Kirchoff y hacer uso de artificios tratando de reducir el número de variables enteras. Con esas simplificaciones es posible obtener óptimos locales con base en algoritmos convencionales tipo branch-and-bound y descomposición de Benders. Con todo, dependiendo del problema, se desea obtener soluciones con mejor calidad dada la magnitud de los costos de decisión asociados. En esos casos, para la solución del problema se han implementado múltiples algoritmos basados en heurísticas, que consiste en mezclar métodos de solución matemáticos convencionales con algoritmos de decisión basados en estructuras que imitan procesos físicos o bióticos que se ajustan al tipo de problema que trata la expansión de una red de transmisión. Página No. 77 Noviembre de 2014

78 Dentro de los métodos heurísticos aplicados al planeamiento de la transmisión se destacan los algoritmos de Enfriamiento Simulado (Simmulated Annealing), Algoritmos Genéticos (Genetic Algorithm), Búsqueda Tabú (Tabu Search) y GRASP (Greedy Randomized Adaptive Search Procedure), todos los métodos anteriores han demostrado ser eficaces en la calidad de las soluciones que pueden encontrar, y su aplicación práctica se ha analizado en gran cantidad de publicaciones especializadas en el tema Error! No se encuentra el origen de la referencia., Error! No se encuentra el origen de referencia., Error! No se encuentra el origen de la referencia.. En general, los métodos de planeación basados en modelos matemáticos o metaheurísticos buscan encontrar planes de expansión óptimos que minimicen los costos de inversión y cumplan con criterios operativos y de calidad. No se desconoce que hay proyectos clave que se evidencian fácilmente como necesarios para la expansión de un sistema, además los modelos desarrollados para planeación son un soporte para las decisiones y dan elementos de juicio que en el largo plazo apoyan o descalifican la proposición de proyectos, buscando que sean útiles tanto en el corto como en el largo plazo. Para el caso particular del sistema Panameño en la identificación de planes se utiliza un modelo desarrollado por ISA basado en Búsqueda Tabú Error! No se encuentra el origen de la referencia., el ual ha sido probado en el análisis de plan de expansión en Colombia; Perú, El Salvador, Panamá y estudios de conexión de nuevos generadores al sistema PROCESO DE IDENTIFICACIÓN DE PLANES En la Figura 5-4 se presenta el flujograma de la etapa de identificación de planes la cual se describe a continuación. Costos Unitarios Red del año Inicial Información Base Despachos Futuros (SDDP) Demandas máxima y mínima Resolución mensual Modelo de Expansión de Largo Plazo. Modelo Heurístico que minimiza el Costo de Inversión y operación Minimiza racionamiento Determina planes de expansión óptimos, entre circuitos candidatos y paralelos, en cada escenario de despacho analizado. Análisis Eléctricos de Largo Plazo Análisis de resultados: Determinar los circuitos más frecuentes en las soluciones, en cada año en todos los escenarios y realimenta el modelo. Sino hay expansión adicional, termina el análisis. Se analiza en todos los años, hacia adelante y atrás. RED OBJETIVO DURANTE EL HORIZONTE DE ANÁLISIS Información base: Figura 5-4 Identificación de Planes Página No. 78 Noviembre de 2014

79 A partir de un escenario demanda/generación establecido se realiza un análisis energético ideal mediante el SDDP, es decir, sin red ni restricciones con el fin de determinar los despachos de generación óptimos del sistema para cada año, estación 9, demanda 10 y serie hidrológica del horizonte de estudio, siendo que se analizan 50 series hidrológicas diferentes. Adicionalmente, dentro de la información inicial se incluyen todos los candidatos que eventualmente podrían entrar como refuerzo de la transmisión, conteniendo las especificaciones eléctricas del candidato, tales como terminales donde se conectaría, reactancia, capacidad y su costo de inversión. La forma como se utiliza el modelo para encontrar los planes de transmisión es la siguiente: a) Modelo de Expansión de Largo Plazo: La descripción detallada del algoritmo de solución se incluye dentro del Anexo 2. Para cada año, estación, demanda y serie hidrológica en el horizonte de estudio se corre el modelo con el fin de determinar el plan de expansión de mínimo costo que permite cumplir con cada despacho ideal simulado 11. Esto implica que para cada año analizado se obtienen 300 planes de expansión, correspondientes a igual número de despachos ideales: 150 en invierno 12 y 150 en condición de verano. El modelo entrega un archivo con la frecuencia (o porcentaje de participación) que cada candidato tiene en la solución del total de despachos analizados para cada demanda. Por ejemplo, un circuito que aparece con una frecuencia de 70% en invierno y demanda máxima implica que fue parte de la solución de 35 despachos ideales para esa demanda. b) Análisis de Resultados: A partir de las frecuencias encontradas para cada candidato en cada demanda se hace un cálculo de la frecuencia ponderada del refuerzo. Este cálculo busca filtrar la frecuencia de aparición del candidato en la solución final para cada año. Para aclarar lo anterior se presenta el siguiente ejemplo: En un año dado, para la estación de invierno, el circuito candidato 1 aparece con una frecuencia de solución de 100% en máxima, 50% en media y 0% en mínima, mientras que el candidato 2 tiene una frecuencia de solución de 0% en máxima, 50% en media y 100% en mínima. Suponiendo que la demanda máxima, media y mínima tienen una duración del 2,42%, 66.67% y 30.91% respectivamente. La frecuencia de solución ponderada para el circuito 1 y 2 estará dada por el siguiente cálculo: P 1% 35.75% El termino estación hace referencia a la condición de Invierno o Verano. 10 Se analizan demanda máxima, media y mínima 11 Los despachos ideales calculados a partir de las series hidrológicas son un resultado del SDDP, y son datos de entrada para el modelo de expansión. 12 En cada estación (invierno y verano) se analizan 3 demandas (máxima, media y mínima) para 50 series hidrológicas, lo cual suma un total de 300 despachos por año. Página No. 79 Noviembre de 2014

80 P 2% 64.24% 100 Por lo tanto, se identifica que el circuito 1 tiene una participación de 35% en la solución del plan de expansión de ese año en condición de invierno mientras que el circuito 2 aparece en el 64% de las soluciones. La Figura 5-5 ilustra los pasos a) y b) de este procedimiento. Figura 5-5 Frecuencia de los candidatos en la solución por cada año Mediante los pasos a) y b) se determina la frecuencia ponderada de participación de cada circuito candidato en la solución del plan de expansión de cada año. Luego, se revisa el resultado de todos los años de manera que se logre identificar una tendencia en la entrada de refuerzos, configurando de esta forma el plan de expansión base que contiene los circuitos candidatos que participan en la mayoría de las soluciones. La Figura 5-6 ilustra un ejemplo de identificación de plan de expansión base. Página No. 80 Noviembre de 2014

81 Frecuencias Ponderadas para cada Candidato en Cada Año Año 1 Año 2 Año 3... Año i Año final n candidatos n candidatos n candidatos n candidatos n candidatos n candidatos Cand. 1= 30% Cand. 2= 10% Cand. 3= 10% Cand. 4= 40% Cand. 1= 50% Cand. 2= 20% Cand. 3= 15% Cand. 4= 74% Cand. 1= 70% Cand. 2= 40% Cand. 3= 15% Cand. 4=45% Cand. 1= 70% Cand. 2= 50% Cand. 3= 50% Cand. 4= 10% Cand. 1= 80% Cand. 2= 45% Cand. 3= 72% Cand. 4= 0% Cand. 9=15% Cand. 9= 30% Cand. 9= 42%... Cand. 9= 50% Cand. 9= 55% Cand. n= 8% Cand. n= 40% Cand. n= 20%... Cand. n= 40% Cand. n= 20% Figura 5-6 Identificación del plan de expansión base Para la identificación de la tendencia se utiliza un primer criterio básico que puede ser modificado por el analista y que en general da buen resultado y es el siguiente: Frecuencia de solución baja: Menor a 34%, indica que el circuito candidato participa poco en la solución entregada por el modelo de expansión; Frecuencia de solución media: Entre 35% y 65%, indica que el circuito candidato ya es interesante dentro de la solución. Frecuencia de solución alta: Mayor a 65%, el circuito candidato participa frecuentemente en la solución entregada por el modelo, y su inclusión en el sistema debe considerarse. Para el ejemplo, se identifica claramente que el candidato 1 debe revisarse incluyéndolo dentro del sistema desde el año 2. Los candidatos 2 y 9 presentan un comportamiento similar, puede darse el caso de que sean excluyentes, es decir, se podría estar comparando un circuito de simple terna con otro de doble terna conectando las mismas estaciones terminales; o podrían ser circuitos independientes. En cualquier caso se debe analizar la entrada de los candidatos 2 y 9 desde el año 3. El candidato 3 solo aparece con frecuencia media a partir del año i, por lo cual se debe analizar a partir de ese año. El candidato 4 es un caso típico de línea necesaria para una condición temporal del sistema. Si la expansión de la transmisión se basara solo en señales marginales de corto plazo éste candidato sería seleccionado, pero en el futuro su utilización sería muy baja, lo cual desoptimiza la expansión formando parte de los llamados StrandedCosts o costos hundidos del sistema. Tanto para éste candidato como para eln no se recomienda su inclusión dentro del plan base. Finalmente, se realiza un nuevo análisis desde el paso a) pero incluyendo dentro de la red inicial del plan de expansión base. Con este nuevo análisis se revisa el efecto que tiene éste plan en el sistema, Página No. 81 Noviembre de 2014

82 verificando que efectivamente cumple con condiciones de economía de escala. Lo anterior se verifica cuando al correr de nuevo el modelo no se encuentra la necesidad de nuevos refuerzos ANÁLISIS ELÉCTRICOS DE CORTO Y LARGO PLAZO Partiendo del plan base se realizan estudios eléctricos de detalle, con el fin de mejorar la solución encontrada. El objetivo de este análisis es revisar desde el punto de vista de AC la solución que se obtuvo del modelo de expansión que es en DC y complementarla. Por ejemplo, es posible que el modelo de expansión presente como solución una línea que por costo haya sido seleccionada, pero que al analizarla mediante estudios detallados se verifique que el sistema tiene un mejor desempeño si esa línea se conecta a un mayor nivel de tensión o requiera compensación, etc. A partir de los procedimientos anteriores se logra determinar un plan de expansión preliminar que luego se evaluará desde el punto de vista energético y financiero ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD Evaluar la confiabilidad del sistema de transmisión de ETESA en conjunto con el sistema de generación del Sistema Interconectado Nacional para el horizonte de corto plazo a partir de las estadísticas de fallas de las respectivas líneas y generadores actualizadasa Junio de El proceso de valoración de los índices de confiabilidad, básicamente comprende los siguientes pasos: Modelamiento de fallas Generación de estados del sistema Análisis del efecto de fallas (FEA) Análisis estadísticos Figura 5-7 Diagrama de flujo básico Los modelos de falla describen la manera en la cual pueden fallar los componentes del sistema, con qué frecuencia fallan, y cuánto tiempo en promedio toma restablecerlos. Página No. 82 Noviembre de 2014

83 La combinación de una o más fallas simultáneas se denomina estado del sistema. El módulo de generación de estados del sistema usa los modelos de falla para construir una lista de estados del sistema relevantes. Cada uno de estos estados del sistema puede involucrar una o más fallas. La tarea del módulo de análisis de efecto de falla consiste en analizar los estados del sistema en falla imitando las reacciones del sistema a estas fallas, para una demanda determinada. La tarea básica del FEA es determinar si las fallas del sistema ocasionarán desconexiones o racionamientos de demanda y, cuando este sea el caso, cuáles demandas serán deslastradas y por cuánto tiempo. Los resultados del FEA son combinados con los datos entregados por el módulo de generación de estados del sistema para actualizar las estadísticas. Los datos de estados del sistema describen la frecuencia y duración esperadas de ocurrencia de cada estado del sistema Modelos Estocásticos Un modelo estocástico describe cómo y con qué frecuencia cambia un objeto determinado. Existen varias formas para definir un modelo estocástico. Un modelo altamente simplificado y generalmente usado es el conocido como Modelo Homogéneo de Markov. Un modelo homogéneo de Markov con dos estados se define por: Una constante de tasa de falla: Una constante de tasa de reparación: Estos dos parámetros pueden ser usados para calcular: Tiempo medio para fallar: TTF = 1/ Tiempo medio para reparación: TTR = 1/ Disponibilidad: P = TTF / ( TTF + TTR ) Una particularidad del modelo homogéneo de Markov es que carece de memoria. Esto significa que, si se ha efectuado un mantenimiento preventivo para mejorar la confiabilidad de un componente, este modelo no hace ninguna diferencia si el último mantenimiento fue realizado hace una semana o hace cinco años. La probabilidad de falla para este componente en el siguiente período de tiempo será igual en todos los casos. Página No. 83 Noviembre de 2014

84 Modelo de Fallas en Líneas Figura 5-8 Modelo Weibull-Markov para fallas en líneas Este modelo usa una frecuencia o expectativa de falla por unidad de longitud. La duración de reparación es independiente de la longitud. Ambos, el tiempo para fallar y la duración de reparación Modelo de Fallas en Transformadores El modelo estocástico de fallas para transformadores, igual que para líneas, consta de dos estados: En servicio y Fuera de servicio. Los parámetros requeridos son entonces el número de fallas por año (frecuencia de falla), y el tiempo promedio de reparación (duración de reparación). Figura 5-9 Modelo Weibull-Markov para fallas en transformadores Enumeración de Estados del Sistema El método de enumeración analiza, uno por uno, todos los estados posibles del sistema que se modelen, dicho de otra forma, analiza uno a uno el efecto de la falla en cada uno de los elementos a Página No. 84 Noviembre de 2014

85 los que se le defina un modelo de falla. El método de cálculo enumerado es lo suficientemente veloz para realizar una rápida evaluación de grandes redes de distribución sin comprometer precisión. Permite calcular promedios analíticos exactos, pero no indicadores de confiabilidad de distribución. Por ejemplo, es posible calcular la indisponibilidad anual promedio en horas/año, pero no la probabilidad de que esta indisponibilidad sea menor a 15 minutos para un cierto año. El algoritmo de enumeración de estados puede incluir fallas independientes traslapadas, así como fallas de modo común y esquemas de mantenimiento. La Figura 5-10 muestra el diagrama de flujo completo para el proceso de valoración de confiabilidad por el método de enumeración de estados. Figura 5-10 Algoritmo de enumeración de estados Una vez concluida la enumeración de estados, los casos analizados quedan disponibles para verificación por parte del analista. La Figura 5-11 muestra, por ejemplo, los re-despachos creados por el algoritmo al evaluar la contingencia en la línea lne_6008_6240_2c. Página No. 85 Noviembre de 2014

86 Figura 5-11 Eventos generados por el algoritmo de enumeración de estados El núcleo de la valoración de confiabilidad es el análisis de la reacción del sistema ante contingencias específicas. Este análisis es realizado por la función FEA (análisis de efecto de falla), la cual es una función aislada que puede ser iniciada separadamente. Básicamente, este proceso consiste de cuatro pasos: Aclaración de la falla Aislamiento de la falla Restauración del servicio Eliminación de sobrecargas El FEA para la valoración de una red puede realizarse con o sin eliminación de sobrecargas. La eliminación de sobrecargas se realiza calculando flujos de carga AC, para posteriormente buscar elementos de rama sobrecargados y efectuar deslastres de carga (o transferencias de carga previamente definidas) hasta eliminar las sobrecargas. Para cada estado del sistema, una o más fallas estarán presentes en el sistema. Se asume que el sistema reacciona a las fallas con la inmediata apertura de uno o más interruptores de protección, seguido por una separación de la falla y la restauración del servicio al resto del área protegida Deslastres de Carga Se dispone de tres esquemas básicos de deslastre de carga: Deslastre Óptimo de Carga Asume que todas las cargas pueden ser deslastradas a cualquier cantidad. El objetivo es entonces hallar un esquema de deslastre en el cual se racione la menor cantidad de demanda posible (potencia en riesgo). La función de valoración de confiabilidad usa índices de sensibilidad lineales para seleccionar aquellas cargas que tienen una mayor contribución al total de sobrecargas y realiza un proceso de optimización lineal que minimiza la cantidad total de demanda a racionar (potencia en riesgo). La energía en riesgo la obtiene de multiplicar la potencia en riesgo hallada por la duración del estado del sistema. La energía al Página No. 86 Noviembre de 2014

87 riesgo total para todos los estados posibles del sistema es reportada al final del proceso como la energía del sistema en riesgo (SEAR). Deslastre Óptimo Prioritario de Carga Se ejecuta una vez que ha sido determinada la potencia en riesgo y considera los niveles de prioridad previamente definidos para cada carga, realizando el proceso de optimización lineal sólo para las cargas con bajo nivel de prioridad. Deslastre Óptimo Discreto de Carga Se ejecuta junto con el deslastre prioritario de carga. Este esquema considera el hecho de que cada carga sólo puede ser deslastrada en una cantidad fija de pasos, la cual debe definirse previamente para cada carga. El deslastre discreto de carga es calculado mediante la transformación del problema de optimización lineal en un problema de optimización discreto Índices de Confiabilidad Las valoraciones de confiabilidad de redes producen dos juegos de indicadores: Indicadores del punto de carga Indicadores del sistema Los indicadores del punto de carga son calculados para cada punto de carga individual. Los indicadores del sistema son calculados a partir de la suma, el promedio o la ponderación de los indicadores de todos los puntos de carga. Convenciones Ci Ai Fr k Pr k C A Número de usuarios atendidos en el punto i Número de usuarios afectados por una interrupción en el punto i Frecuencia de ocurrencia de la contingencia k Probabilidad de ocurrencia de la contingencia k Número de usuarios en el sistema Número de usuarios afectados en el sistema Página No. 87 Noviembre de 2014

88 Indicadores de frecuencia y expectativa para los puntos de carga ACIF Frecuencia de interrupción por usuario promedio ACIF i Frk * fraci, k 1/a ACIT Tiempo de interrupción por usuario promedio ACIT i Pr k * fraci, k h/a LPIF Frecuencia de interrupción del punto de carga LPIF i ACIF i * Ci 1/a LPIT Tiempo de interrupción del punto de carga LPIT i ACIT i * Ci h/a AID Tiempo de interrupción del punto de carga i i i Donde: k k AID ACIT / ACIF h i k frack i,k Índice de puntos de carga Índice de contingencias Fracción de la carga racionada en el punto i por la contingencia k. Para cargas racionadas completamente, frack i,k = 1. En los demás casos, estará entre 0 y 1. Indicadores de frecuencia y expectativa para el sistema SAIFI Frecuencia de interrupción promedio del sistema SAIFI ACIF * C C i i i 1/C/a CAIFI Frecuencia de interrupción promedio por usuario CAIFI ACIF * C i A i i 1/A/a SAIDI Duración de interrupción promedio del sistema SAIDI ACIT * C C i i i h/c/a CAIDI ASUI Duración de interrupción promedio por usuario Disponibilidad de servicio promedio SAIDI CAIDI h SAIFI ASUI ACIT * C 8760* i C i i ASAI Indisponibilidad de servicio promedio 1 ASUI Página No. 88 Noviembre de 2014

89 Indicadores de energía para los puntos de carga LPENS i Energía no suministrada del punto de carga LPENS ACIT ( Pd Ps ) MWh/a i i * i i LPEAR i Energía en riesgo del punto de carga LPEAR i ACIT i *(Pri ) MWh/a L P E S i Energía racionada del punto de carga LPES ACIT ( Ps ) MWh/a Dónde: i i * i Pd i Pr i Ps i Promedio ponderado de potencia desconectada en el punto de carga i Promedio ponderado de potencia en riesgo en el punto de carga i Promedio ponderado de potencia racionada en el punto de carga i Indicadores de energía para el sistema ENS Energía no suministrada ENS LPENS i MWh/a SEAR Energía del sistema en riesgo SEAR LPEAR i MWh/a SES Energía del sistema racionada SES LPES i MWh/a AENS ACCI Energía promedio no suministrada Índice de racionamiento promedio por usuario ENS AENS MWh/C/a C i ENS AENS MWh/A/a A i CÁLCULO DEL COSTO DE INVERSIÓN El costo del plan corresponde al Valor Presente Neto (VPN) de la suma de la inversión de los proyectos que lo conforman, calculado para una tasa de retorno del 12% anual y un horizonte de 30 años. La Anualidad de Operación y Mantenimiento (AOM) de cada proyecto es el 2.85% de su costo de inversión. La Figura 5-12 ilustra el flujo de caja del costo de inversión de un plan. Página No. 89 Noviembre de 2014

90 Figura 5-12 Flujo de caja de los costos del Plan GENERACIONES FORZADAS Y LÍMITES DE INTERCAMBIO CON PLAN Para cada plan y cada año durante el horizonte de estudio se calculan las restricciones del sistema, representadas por las generaciones forzadas por seguridad y los límites de intercambio teniendo en cuenta los refuerzos de transmisión. Esto se realiza mediante el análisis eléctrico. La nueva condición de restricciones encontradas debidas a cada plan se representa en el modelo energético como disminución en los límites de generación forzada y límites de intercambios entre áreas eléctricas con respecto al caso sin expansión de transmisión COSTO DE OPERACIÓN CON PLAN Con las nuevas restricciones encontradas en el numeral 0 se procede a simular la operación con el modelo energético SDDP y se obtiene el costo operativo total del sistema con plan de transmisión tal como se ilustra en la Figura Figura 5-13 Costo operativo con plan de expansión La diferencia entre costos operativos del caso sin proyectos con el caso con plan de expansión representa los beneficios del plan analizado. En vista de que en el ejemplo el horizonte de simulación es solo de 10 años se toma como beneficios terminales la diferencia entre los costos operativos sin Página No. 90 Noviembre de 2014

91 plan con el costo operativo con plan. La Figura 5-14 ilustra cómo se calculan los beneficios por ahorro operativo para un caso con horizonte de simulación de 10 años. Figura 5-14 Cálculo de beneficios por ahorro operativo Es importante anotar que los beneficios de un plan para un sistema hidrotérmico dependen de la condición hidrológica que se presente, lo cual puede ser muy variable. En particular, para el cálculo de beneficios por ahorro en costo operativo del sistema Panameño se realiza un análisis para 50 series hidrológicas diferentes durante el horizonte de 10 años. La Figura 5-15 ilustra un ejemplo del cálculo de la relación Beneficio-Costo (B/C) de un plan de expansión para una serie hidrológica dada. Figura 5-15 Cálculo de la relación B/C por serie De esta forma se obtienen 50 relaciones B/C las cuales se presentan como una curva de probabilidad acumulada similar a la presentada en la Figura Para el ejemplo de la figura se obtiene una relación B/C>1 en un 70% de los casos, nunca inferior a 0.5 ni superior a 2.0. Página No. 91 Noviembre de 2014

92 Figura 5-16 Curva de probabilidad acumulada B/C Para cada plan se calculan las pérdidas en demanda máxima, media y mínima, las cuales se restan de las pérdidas obtenidas para el caso sin refuerzos. Esa diferencia es un beneficio adicional asociado a la expansión de la red. El costo de las pérdidas se valora de acuerdo al costo marginal de demanda 13 que corresponde con el precio spot del sistema COMPONENTE COSTOS DE PÉRDIDAS Las pérdidas se calculan a partir de las simulaciones de estado estable para todo el SIN con las dos alternativas, se calculan las pérdidas de energía en demanda máxima, se calcula el factor de carga y luego con este factor de carga se procede a realizar el cálculo del factor de pérdidas y posteriormente se valoran económicamente con el costo marginal entregado por el SDDP EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DEL PLAN Como se mencionó anteriormente el resultado de un plan de expansión depende en buena medida del escenario demanda/generación seleccionado. Al determinar un plan, se debe analizar cómo será el desempeño de ese plan frente a otros escenarios, de manera que se pueda establecer el impacto que se tendría en el sistema si no se cumple el escenario base. En términos generales el beneficio promedio de un plan está dado por: Beneficios Plan Ahorro i Operativo i Ahorro Déficit i Ahorro Pérdidas i Si se tienen varios planes y escenarios, se puede seleccionar como plan final aquel plan que ante cualquier escenario minimice el máximo arrepentimiento, entendiéndose por arrepentimiento como la menor relación B/C>1 encontrada. 13 El costo marginal de demanda del SDDP se define como la variación del costo operativo con respecto a un incremento infinitesimal en la demanda del sistema. En el caso de estudios con representación de la red de transmisión, los costos marginales por sistema se obtienen ponderando los costos marginales nodales por la demanda en cada nodo o barra. Página No. 92 Noviembre de 2014

93 Como ejemplo, se presenta la Figura 5-17 en la cual aparece n planes para dos escenarios. Para el plan 1 la menor relación B/C>1 se da en el escenario M2; para el plan 2 se da en el escenario M1, para el plan 3 en ningún caso la relación B/C es mayor que uno, luego se descartaría, y para el plan n la menor relación se da en el escenario M1. De los planes viables, el plan que se seleccionará es aquel que tenga la menor relación B/C>1, o sea, se seleccionará el plan que tenga el menor valor entre B/C1-M2, B/C2- M1 y B/Cn-M1. Plan Escenario M1 Escenario M2 Mínimo B/C>1 (Máximo Arrepentimiento) 1 B/C 1-M1 B/C 1-M2 B/C 1-M2 2 B/C 2-M1 B/C 2-M2 B/C 2-M1 3 B/C 3-M1 B/C 3-M2 No viable n B/C n-m1 B/C n-m2 B/C n-m1 Figura 5-17 Ejemplo para selección del plan de expansión En resumen, con el procedimiento presentado se busca encontrar un plan que cumpla con el criterio de decisión financiera de B/C>1 ante cualquier escenario presentado, y que a la vez minimice los costos de inversión, los costos operativos totales y los costos de las pérdidas, cumplimiento con los requerimientos de calidad, seguridad establecidos. La Figura 5-18 muestra la ubicación del plan óptimo dentro de las curvas de costo de inversión y operación. $ Mínimo Costo Inversión + AOM Operación+ Pérdidas + Déficit Plan Figura 5-18 Evaluación Económica Con los resultados alcanzados previamente en el estudio y habiéndose seleccionado el plan de mínimo costo, se elabora el programa de inversión, el cual consiste del cronograma de desembolsos de acuerdo con las obras a ejecutarse en el plan. Página No. 93 Noviembre de 2014

94 CAPÍTULO 6: DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE CORTO PLAZO Se realizaron los análisis del sistema de transmisión de corto plazo, años para el escenario de generación de referencia mostrado en el Plan de Generación. Se toman en cuenta para estos análisis los proyectos que deben entrar en operación en el corto plazo. De igual forma, se consideran las bases de datos actualizadas de los sistemas eléctricos de los países del Mercado Eléctrico Regional (MER). Los análisis eléctricos desarrollados se realizaron utilizando la herramienta Power System Simulator Extended (PSS/E TM ) de SIEMENS PTI, y consisten en estudios de flujo de potencia, corto circuito y estabilidad dinámica, para la propuesta de expansión recomendada por ETESA, y los resultados de los mismos se encuentran en los Anexos III-2 (Flujo de Potencia), III-3 (Cortocircuito) y III-4 (Estabilidad Dinámica). Cabe mencionar que al desarrollar el Plan de Expansión, no se ha considerado la Interconexión con Colombia ya que se ha pospuesto la fecha de entrada en operación de este proyecto. En los próximos planes de expansión se actualizará esta información, cuando se definan las fechas del mismo. Página No. 94 Noviembre de 2014

95 CONSIDERACIONES: Los análisis eléctricos presentados en el presente capítulo toman en cuenta los siguientes aspectos: DEMANDA El pronóstico de demanda modelado para los análisis eléctricos, se presenta en los Estudios Básicos (Tomo I del PESIN) y corresponde a la proyección de demanda con crecimiento medio o moderado. La distribución de la carga por barras y participante consumidor, se realiza con base a información entregada por los distribuidores y al informe indicativo de demandas elaborado por el CND (noviembre de 2013). GENERACIÓN Se utiliza el escenario de referencia presentado en el Plan Indicativo de Generación 2014 (Tomo II del PESIN). Lo anterior quiere decir que las fechas de entrada de los diferentes proyectos de generación se referencian a dicho documento. TRANSMISIÓN Todos los refuerzos (expansiones) del Sistema Principal de Transmisión presentados en este capítulo, son el resultado de los estudios eléctricos en régimen permanente, tanto en estado de red completa (N-0) como en estado de red incompleta (N-1). Por lo tanto, los refuerzos (expansiones) presentados en el presente Tomo III del Plan de Expansión, responden al requerimiento que muestra el SIN para cumplir con el horizonte de generación presentado en el Tomo II Plan de Generación 2014, abasteciendo la demanda presentada en el Tomo I Estudios Básicos 2014, de la manera más eficiente y en cumplimiento al despacho económico. Las fechas de entrada de los diferentes refuerzos al Sistema Principal de Transmisión (SPT), han sido actualizadas en la presente revisión al Plan de Transmisión y verificadas por la Gerencia de Proyectos de ETESA. En el Anexo III-10 se muestran los modelos dinámicos para las unidades de generación, excitadores, gobernadores y estabilizadores, modelados en la Base de Datos de ETESA 2014 y que son utilizados en los estudios de estabilidad dinámica y flujos de carga (soluciones bajo respuesta de gobernadores). En este anexo se muestran detalles de diagramas de bloques y parámetros utilizados para modelar la respuesta de los generadores. Página No. 95 Noviembre de 2014

96 6.1 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con base al escenario de referencia mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el periodo lluvioso del año Proyectos de Generación Considerados - Periodo Lluvioso 2014 Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Operación Proyecto MW Tecnología (Subestación) Año Mes jul Monte Lirio Hidroeléctrico - De pasada Dominical oct Rosa de los Vientos Eólico El Coco oct Marañón Eólico El Coco oct Portobelo Eólico El Coco 2014 oct Nuevo Chagres Eólico El Coco dic El Alto Hidroeléctrico - De pasada Dominical dic La Potra - Salsipuedes (Antes Bajo Frio) Hidroeléctrico - De pasada Bajo Frío Total a Ingresar (MW) = Se tiene el ingreso de los Proyectos Hidroeléctricos Monte Lirio y El Alto conectándose en la nueva Subestación Dominical 230 kv. Esta subestación eléctrica secciona el circuito SIEPAC de interconexión con Costa Rica (Veladero Río Claro), propiedad de la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Se completa el esquema del Proyecto Eólico Penonomé, con los Parques Eólicos La Rosa de los Vientos, Marañón, Portobelo y Nuevo Chagres, que sumados a los actualmente 55 MW operativos en Nuevo Chagres Fase I completarán 220 MW de capacidad instalada en energía eólica. Estos parques eólicos se vinculan al SIN por medio de la Subestación El Coco (230/34.5 kv). Finalmente, se tiene la entrada en operación del complejo hidroeléctrico Bajo Frío, con sus centrales de generación La Potra y Salsipuedes, que en conjunto suman MW de capacidad instalada. Estos proyectos se vincularán al sistema por medio de la nueva Subestación Bajo Frío, la cual secciona el actual circuito (Progreso Baitún). Se espera el ingreso de MW de capacidad instalada de generación al SIN durante el periodo lluvioso del año 2014, de los cuales MW corresponden a proyectos hidroeléctricos de pasada y el resto en proyectos eólicos CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Durante el año 2013 y en el transcurso del presente 2014, la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), ha ejecutado diversos refuerzos al Sistema Principal de Transmisión en orden de elevar las transferencias de energía entre la región occidental del sistema y el extremo oriental donde se localiza el centro de carga. Estos refuerzos son mencionados en el Plan de Expansión de Transmisión A continuación se presentan estos proyectos. Página No. 96 Noviembre de 2014

97 Proyectos de Planes de Expansión Anteriores Ejecutados Proyecto Fecha de Ingreso Adición de +120 MVAr en Bancos de Capacitores en subestación Panamá II a nivel de 115 kv. Banco 1 al 6 - diciembre de 2012 Adición de +90 MVAr en Bancos de Capacitores en subestación Llano Sánchez a nivel de 230 kv. Banco 2 y 3 - diciembre de 2012 Banco 1 - noviembre de 2013 Repotenciación de los circuitos Panamá - Panamá II (230-1C/2B) a 335 MVA por circuito. julio de 2013 Aumento de capacidad de transmisión de la línea 1 (Mata de Nance - Panamá) a 247 MVA por circuito. septiembre de 2013 Adición de +40 MVAr y ampliación de bancos existentes en subestación Panamá en 115 kv, para un total de 120 MVAr. Banco 5 y 6 - febrero y abril de 2014 Adición de +120 MVAr en Bancos de Capacitores en subestación Panamá II a nivel de 230 kv. Bancos 1 al 4 - abril y junio de 2014 Se observa la adición de +120 MVAr en Bancos de Capacitores en S/E Panamá II en 115 kv y +90 MVAr en Bancos de Capacitores en S/E Llano Sánchez en 230 kv. De manera adicional, se aumentó la capacidad de los actuales Bancos Capacitivos en S/E Panamá 115 kv en +10 MVAr y se adicionan +40 MVAr nuevos para un total de +120 MVAr en esta subestación. Finalmente se adicionan +120 MVAr en S/E Panamá II en 230 kv. En resumen se ha adicionado +380 MVAr de compensación reactiva en Bancos Capacitivos, requeridos para compensar el sistema durante los periodos de máxima demanda bajo las transferencias de energía esperadas desde el occidente durante el periodo lluvioso, a causa del despacho económico. Esta compensación reactiva es necesaria para cumplir con el criterio de calidad y mantener el perfil de tensiones en el Sistema de Transmisión dentro de la norma y necesaria para superar contingencias en el sistema que requieran de aporte reactivo (criterio N-1). Por otra parte el proyecto del aumento de la capacidad de transmisión de la línea 1 (Mata de Nance Panamá) a 247 MVA por circuito, permite elevar los montos de transferencias entre occidente y centro de carga. El proyecto requirió de movimientos de tierra en orden de elevar los claros mínimos en tramos de la línea de transmisión, el refuerzo a estructuras y cambios de herrajes. Con este proyecto la capacidad de transmisión de los corredores principales es de 1044 MVA (2X247 MVA de la línea 1 Mata de Nance Panamá y 2X275 MVA de la línea 2 Guasquitas Panamá II). Finalmente se refuerza la capacidad de transmisión del sistema en el centro de carga, mediante el cambio de km de conductor a la línea Panamá Panamá II (circuitos 230-1C/2B), que contaba con un conductor calibre 636 kcmil tipo ACAR con capacidad de 186 MVA por circuito, por un conductor calibre 636 kcmil tipo ACCS de alta temperatura, con capacidad de transporte de 335 MVA por circuito. A continuación se presentan las obras de transmisión a ejecutarse para el periodo lluvioso del año Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Periodo Lluvioso 2014 Proyecto Fecha Seccionamiento de ambos circuitos Llano Sánchez - Chorrera (230-3B/4B) en la nueva subestación El Higo 230/34.5 kv. diciembre Conexión definitiva del T3 en Chorrera y T3 de Llano Sánchez. agosto Nueva LT Santa Rita - Panamá II. diciembre Página No. 97 Noviembre de 2014

98 Los tres proyectos mostrados se presentan en las versiones anteriores de los Planes de Expansión de Transmisión y se mantienen vigentes para la presente versión A continuación se realiza una breve descripción de los proyectos. El seccionamiento de la línea Llano Sánchez Chorrera (230-3B/4B) a 60 km aproximadamente de S/E Llano Sánchez en S/E El Higo, reemplazará la actual conexión en T, donde se alimenta el transformador de potencia en esta subestación. Con ello se equiparan cargas entre los circuitos 230-3B/4B, se brinda confiabilidad de suministro en esta subestación y se mejora el perfil de tensiones en el sistema de transmisión en esta zona. La conexión definitiva (esquema final de conexión) de los nuevos transformadores de potencia en Subestaciones Chorrera (T3) y Llano Sánchez (T3) se ejecutará durante el periodo en análisis. Se debe recordar que actualmente estos transformadores de potencia se encuentran en operación bajo un esquema de conexión temporal. Con la adición de estos transformadores se eleva la capacidad de transformación de ambas subestaciones en 100 MVA. Finalmente, se presenta la expansión Santa Rita Panamá II en 115 kv, que consiste en una línea de transmisión aérea en doble circuito con conductor de calibre 1200 kcmil, tipo ACAR y capacidad térmica de 200 MVA por circuito. Esta línea de transmisión es concebida para operar a 230 kv cuando sea requerido por el sistema, sin embargo inicialmente se operará en 115 kv. Con el ingreso del tercer corredor de transmisión desde la provincia de Colón se aumenta la capacidad de transmisión del sistema en sentido Norte-Sur en 400 MVA CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión deberá coordinar con las Empresas Distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado con los agentes distribuidores sobre las obras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de la Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el periodo lluvioso del año Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa T3 de Centro Bancario, 50 MVA (115/13.8 kv) EDEMET Reemplazo del T2 en S/E La Arena, 50 MVA (115/34.5 kv) EDEMET Adición del T4 en S/E Santiago, 25 MVA (115/34.5 kv) EDEMET Nueva S/E Llano Bonito, 50 MVA (115/13.8 kv) ENSA Nueva S/E María Chiquita, 12.5 MVA (34.5/13.8 kv) ENSA Nueva S/E 24 de Diciembre, 50 MVA (230/13.8 kv) ENSA Nueva S/E San Cristóbal, 30 MVA (115/13.8 kv) EDECHI 2014 La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: Adición del T3 en S/E Centro Bancario el cual tendrá una capacidad de 50 MVA (115/13.8 kv). Página No. 98 Noviembre de 2014

99 El proyecto de reemplazo del T2 en S/E La Arena que consiste en la adición de un nuevo transformador con capacidad de 50MVA, retirando el actual T2 con capacidad de 25 MVA. La adición del T4 en Subestación Santiago, que tendrá una capacidad de 25MVA (115/34.5kV). El transformador que se instalará en S/E Santiago, será el actual T2 de la S/E La Arena (el cual será reemplazado por uno de 50MVA). La Empresa de Distribución ENSA, por su parte informa sobre las siguientes expansiones: Nueva S/E Llano Bonito, alimentada por medio de 2.1 km de líneas en doble circuito subterráneo 1500 MCM Al desde S/E Cerro Viento. Esta subestación contará con un transformador de potencia de 50 MVA (115/13.8 kv) en su primera etapa. El proyecto comprende la reestructuración de S/E Cerro Viento a configuración en anillo (ya ejecutada). Nueva S/E María Chiquita, alimentada por 20 km de línea en circuito sencillo a nivel de 34.5 kv desde S/E Bahía las Minas. Esta subestación contará con un transformador de potencia de 12.5 MVA (34.5/13.8 kv). Nueva S/E 24 de Diciembre, alimentada por medio de 0.6 km de línea en doble circuito a nivel de 230 kv, integrada al anillo Panamá II Pacora Bayano. Esta subestación seccionará en actual circuito 230-2A (Bayano Panamá II) a unos 9 km de S/E Panamá II. Contará con un transformador de potencia con capacidad de 50 MVA (230/13.8 kv). Finalmente, la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí (EDECHI) reportó las siguientes expansiones: Nueva Subestación San Cristóbal, alimentada por medio de 8kms de línea primaria de Alta Tensión (115kV) con conductor 636 ACSR (4.8kms aéreo) y 1200 mm2 (3.2kms subterráneo),desde la S/E Mata de Nance. Esta subestación contará con un Transformador de Potencia que tendrá una capacidad de 30MVA (115/13.8kV) PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW) a considerarse en las simulaciones para los estudios eléctricos durante el periodo lluvioso del año Demanda Modelada - Año 2014 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 1, Definido por Media 1, CND Mínima Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, se mantienen los factores de potencia definidos por el Centro Nacional de Despacho para las simulaciones a realizarse durante el periodo lluvioso del año RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Página No. 99 Noviembre de 2014

100 Esquema de Generación para el Periodo Lluvioso 2014 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo lluvioso Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2014 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Fortuna FORG1 - FORG2 - FORG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG4- BLMG Miraflores MIRG Miraflores MIRG Página No. 100 Noviembre de 2014

101 A.C.P.2 MIRG A.C.P.3 MIRG Panam PAM13A - PAM13B Pacora PAC 13A Miraflores MIRG Cativá CAT 13A - CAT 13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Bayano BAYG1 - BAYG2 - BAYG Termo Colón Ciclo TCOG1 - TCOG2 - TCOG Capira 2 CAPG8 - CAPG9 - CAPG Chitré CHIG3 - CHIG Aggreko (Cerro Azul) AGR1 - AGR SoEnergy (Panamá II) SOEG1 - SOEG Bahía las Minas BLM G Bahía las Minas BLM G Termo Colón TCOG1 - TCOG Bahía las Minas BLM G EGESA PAN G1 - PAN G Miraflores MIR G Miraflores MIRG1-MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base el estocástico de la semana 13 del Centro Nacional de Despacho (CND), considerando la Curva de Aversión a Riesgo (CAR) y Restricciones de Transmisión (RT). Se utilizan las semanas 36-44, septiembre como mes modelo. Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón Demanda Máxima Despacho de Generación El despacho de generación modelado en el caso base responde al esquema de generación esperado durante el periodo lluvioso del año Se despachan las centrales hidroeléctricas de pasada con generación restringida, las centrales eólicas se despachan al 25% de su capacidad instalada y la central hidroeléctrica de embalse Fortuna se desplaza por completo del despacho. Por parte de la generación térmica y siguiendo el orden de mérito, ingresa BLM carbón en su esquema esperado en invierno, despachando las unidades 2,3 y 4 a 25 MW cada una y el vapor 9 a 39 MW (el ciclo combinado no se encuentra disponible bajo esta configuración en BLM), las unidades 9, 10, 7 y 8 de la Central Miraflores, Panam de manera parcial con 3 unidades 14, Pacora, Miraflores G6, Cativá, El 14 Debido a causas de fuerza mayor la Central Térmica Panam se encuentra indisponible de manera parcial durante el periodo Página No. 101 Noviembre de 2014

102 Giral II y El Giral, todas estas centrales despachadas al máximo disponible. Finalmente, se despachan tres (3) unidades de la central de embalse Bayano (cada una a 40 MW). Generación Obligada El despacho descrito con anterioridad no responde a un despacho económico y esto es debido a que el sistema requiere de generación obligada (térmica) en el centro de carga en orden de operar de manera adecuada, cumpliendo los criterios de calidad y seguridad operativa. Esta generación obligada es requerida a causa de que el sistema presenta un déficit de reserva reactiva y restricciones en la capacidad de transmisión sobre los enlaces troncales que vinculan occidente con el centro de carga. De aumentar las transferencias desde occidente hacia el centro de carga, se presentan problemas de regulación de tensión sobre el sistema de transmisión, incurriendo en incumplimientos al criterio de calidad (por voltaje) e imposibilitando la operación segura del sistema ante contingencias (N-1) ya que el sistema no cuenta con reservas reactivas disponibles para superar las eventualidades. El despacho de generación obligada origina una generación desplazada al occidente del sistema, razón por la cual la generación hidroeléctrica de pasada se ve restringida y no se despacha a la Central Fortuna. A continuación se resume la generación obligada requerida en el caso base. Se requiere de 475 MW de generación obligada en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad, para mantener el sistema operando de manera segura. Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Intercambios Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Miraflores G Miraflores G Miraflores G Miraflores G Panam (G1-G3) Pacora (G1-G3) Miraflores G Cativá (G1-G10) El Giral (G1-G8) Bayano (G1-G3) Total (MW) = En cuanto los intercambios esperados entre el occidente y el centro de carga para el periodo de máxima demanda en época lluviosa, se determina que éste será de 670 MW aproximadamente. Este intercambio es medido, tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde la Subestación Veladero. A continuación se muestra un diagrama unifilar que ilustra los flujos de potencia esperados durante el lluvioso del año Por lo tanto, sólo se encuentran disponibles tres (3) unidades de esta central. Página No. 102 Noviembre de 2014

103 periodo de máxima demanda y el punto de medición de estos flujos para la determinación del nivel de intercambio entre occidente y el centro de carga. El límite de intercambio de 670 MW durante el periodo de máxima demanda considera la acción de los esquemas de control suplementarios por pérdida de generación en BLM (EDCxPG_BLM) y Panam (EDCxPG_PANAM), los cuales se encuentran en operación en la actualidad. Es importante mencionar que el límite mostrado es inferior al valor de 760 MW mostrado por CND en su Informe de Seguridad Operativa 2014 (ISO 2014), ya que en esta ocasión se evalúa la pérdida de BLM Carbón en esquema de generación de invierno, el cual contempla la adición de la unidad de vapor 9 haciendo un total de 114 MW de desbalance entre la carga y la generación en caso de pérdida de la caldera de carbón. El despacho de BLM Carbón en el esquema de invierno agrava la condición de inestabilidad del sistema, requiriendo de mayor cantidad de generación obligada en el centro de carga en orden de superar la contingencia. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Página No. 103 Noviembre de 2014

104 Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2014 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Contingencias Únicas de Transmisión - Época Lluviosa 2014 Línea de Transmisión Identificador de Número de Barra Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-PAC) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (RCL-PRO) C A (COC-PAN2) C B (LSA-COC) C (VEL-LSA) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C45 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores Página No. 104 Noviembre de 2014

105 de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Posterior a la evaluación de las 45 contingencias, se logra la solución mediante el método de gobernadores a 44 contingencias. La excepción es la C7 (disparo de la caldera de carbón de BLM) para la cual se obtuvo solución por medio del método de inerciales para confirmar la existencia de reservas reactivas en el sistema que permitan la implementación del EDCxPG_BLM. No se presentan violaciones a los criterios de seguridad operativa para las contingencias evaluadas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable. Es importante recalcar que el despacho de generación modelado en el caso base, considera generación obligada en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad operativa, y no responden al despacho económico esperado para el periodo lluvioso Demanda Media Despacho de Generación Durante el periodo de la demanda media, se desplazan las Centrales de Bayano, El Giral I y parcialmente El Giral II, las cuales se encontraban despachadas durante el periodo de máxima demanda. Las demás centrales despachadas en el periodo de máxima demanda, se encuentran en línea durante el periodo de media. Generación Obligada Al igual que durante el periodo de máxima demanda se requiere de generación obligada, en el periodo de demanda media se cuenta con generación térmica que rompe el despacho económico. A continuación se muestra la generación obligada requerida en el caso base. Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Miraflores G Miraflores G Miraflores G Miraflores G Panam (G1-G3) Pacora (G1-G3) Miraflores G Cativá (G1-G10) El Giral (G1-G8) Bayano (G1-G3) 0.00 Total (MW) = Durante el periodo de demanda media se requiere de 323 MW de generación obligada aproximadamente en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad, para mantener el sistema operando de manera segura. Se observa que con la disminución de la demanda la necesidad de generación obligada disminuye también. Página No. 105 Noviembre de 2014

106 Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Intercambios Durante el periodo de demanda media el intercambio esperado entre occidente y el centro de carga es de MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde la Subestación Veladero. El límite de intercambio de 612 MW durante el periodo de demanda media considera la acción de los esquemas de control suplementarios por pérdida de generación en BLM (EDCxPG_BLM) y Panam (EDCxPG_PANAM), los cuales se encuentran en operación en la actualidad. Al igual que para el caso base durante el periodo de máxima demanda, el límite encontrado difiere de lo señalado por CND en el ISO 2014 (750 MW), debido al esquema de generación en invierno de BLM Carbón. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias señalado en la sección anterior. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias por medio de solución mediante gobernadores (incluida la C7). No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema. Es importante recalcar que el despacho de generación modelado en el caso base, considera generación obligada en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad operativa, y no responden al despacho económico esperado para el periodo lluvioso. Página No. 106 Noviembre de 2014

107 Demanda Mínima Despacho de Generación Respecto al caso en demanda media, se desplazan las Centrales El Giral II, Cativá, G6 de Miraflores, Pacora, Panam y la unidad G8 de Miraflores. Es importante señalar que se mantiene en el despacho de generación la Central térmica de BLM Carbón ya que durante el periodo de máxima demanda ha sido requerida y debido a restricciones operativas 15 no es posible sacarla de operación durante el periodo de demanda media. Las demás centrales despachadas en el periodo de demanda máxima, se encuentran en línea durante el periodo de mínima. Generación Obligada Al igual que los periodos de demanda máxima y media se requiere de generación obligada. En el periodo de demanda mínima se cuenta con generación térmica que rompe el despacho económico. A continuación se muestra la generación obligada requerida en el caso base. Esta generación obligada responde a la condición operativa del sistema en donde casi no se tiene generación despachada en el centro de carga (a excepción de BLM Carbón) y toda la demanda es alimentada por medio de generación al occidente del SIN. Al darse la condición de pérdida de BLM Carbón (114 MW de desbalance), es requerida generación en el centro de carga en orden de poder superar esta contingencia. Se requiere entonces de 91 MW de generación obligada aproximadamente, para cumplir con los criterios de calidad y seguridad operativa. Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Intercambios Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Miraflores G Miraflores G Miraflores G Miraflores G Panam (G1-G3) 0.00 Pacora (G1-G3) 0.00 Miraflores G Cativá (G1-G10) 0.00 El Giral (G1-G8) 0.00 Bayano (G1-G3) 0.00 Total (MW) = Durante el periodo de demanda mínima el intercambio esperado entre occidente y el centro de carga es de MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde la Subestación Veladero. 15 Como por ejemplo el tiempo de encendido de la caldera de carbón. Página No. 107 Noviembre de 2014

108 Este intercambio queda restringido debido a la necesidad de la generación obligada en el centro de carga y al despacho de la central de carbón en BLM la cual no puede ser sacada de operación durante el periodo de demanda mínima. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias mostrado con anterioridad. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias por medio de solución mediante gobernadores (incluida la C7). No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema. Es importante recalcar que el despacho de generación modelado en el caso base, considera generación obligada en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad operativa, y no responden al despacho económico esperado para el periodo lluvioso. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-2 del presente documento RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Se realiza un estudio de estabilidad dinámica al caso base con el objetivo de evaluar el desempeño del sistema ante contingencias que causen desbalances entre la carga y la generación, o líneas de interconexión que causen un cambio importante en el comportamiento de los flujos de potencia en el sistema de transmisión. Página No. 108 Noviembre de 2014

109 El escenario analizado se centrará en el periodo de máxima demanda, ya que es en éste escenario en donde se exige el máximo desempeño al SIN desde el punto de vista de estabilidad y será en donde se podrán localizar limitaciones, en caso de existir. Las variables a monitorear serán las siguientes: Estabilidad angular de las unidades de generación tanto térmicas como hidráulicas. Voltajes en los principales nodos de las redes de 230 kv y 115 kv, pertenecientes al sistema de ETESA. Frecuencia del sistema, medida desde el nodo con mayor concentración de carga. En nuestro caso éste nodo será la barra de 115 kv en la Subestación Panamá. Las variables monitoreadas permitirán identificar la estabilidad del sistema ante las contingencias a evaluar. Se simularán tiempos de pre-falla de un (1) segundo y posteriormente se aplicará una falla en el elemento bajo análisis, la cual durará cuatro (4) ciclos. Este tiempo de cuatro ciclos corresponde al tiempo de respuesta de las principales protecciones en el sistema principal de transmisión. Posterior a los 4 ciclos se simulará la apertura del elemento fallado, liberando la falla para lo cual perdurará un tiempo de simulación de 30 segundos. Este tiempo es suficiente para monitorear el desempeño del SIN y confirmar o no, la estabilidad del sistema Contingencias a Evaluar Se presenta un listado con las contingencias dinámicas a ser evaluadas para el presente estudio. Contingencias Dinámicas Evaluadas - Periodo Lluvioso 2014 Identificador Contingencia Nodos Desbalance (MW) C3 Estí - G1 y G2 (Línea ) C7 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C B (EHI-CHO) C A (LSA-VEL) C A (COC-PAN2) Las contingencias mostradas en el cuadro anterior, representan aquellas que presentaron mayores dificultades durante la elaboración de los estudios de flujos de potencia en régimen permanente Análisis de Resultados Los resultados del estudio de estabilidad dinámica se muestran en el Anexo III-4 del presente documento. Los resultados del estudio muestran que: No existen asincronismos en unidades de generación ante las eventualidades simuladas. Se ha monitoreado el ángulo de rotación de las unidades síncronas despachadas respecto al nodo oscilante del caso, sin mostrar aceleraciones descontroladas. Por lo tanto todas las unidades permanecen en línea posterior a la falla. Página No. 109 Noviembre de 2014

110 El perfil de tensión en los principales nodos del sistema se recupera satisfactoriamente posterior a la liberación de la falla, en donde se observan valores dentro del rango permisible por la norma. Por lo tanto se cumple el criterio de calidad y se descarta un colapso de tensión. La frecuencia del sistema se recupera satisfactoriamente antes de los 30 segundos que dura la simulación y se estabiliza dentro de la banda permisible (58.9 Hz <f(t) < 61 Hz). No actúa el esquema de desligue de carga por baja frecuencia (EDCxBF) en ningún caso analizado. Por lo anterior se concluye que el sistema opera de manera estable, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Los resultados para el estudio de cortocircuito se muestran en el Anexo III-3 del presente documento Consideraciones Para el estudio de cortocircuito se simulan fallas trifásicas y fallas de línea a tierra sobre todas las barras que conforman la red de 230 kv y 115 kv de ETESA. Las simulaciones se realizarán únicamente para el periodo de demanda máxima, ya que en este periodo se tienen en línea la mayor cantidad de unidades de generación y por lo tanto los niveles de cortocircuito serán los máximos. Se monitorea la corriente de cortocircuito Isc con el objetivo de comparar ésta contra la capacidad interruptiva de las principales protecciones ubicadas en las subestaciones de ETESA. De esta manera se confirmará la correcta (o deficiente) operación de los interruptores de potencia en el sistema de ETESA. Página No. 110 Noviembre de 2014

111 6.2 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con base al escenario de referencia mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el año Proyectos de Generación Considerados - Año 2015 Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Operación Proyecto MW Tecnología (Subestación) Año Mes ene Barro Blanco Hidroeléctrico - De pasada Barro Blanco ene San Andrés Hidroeléctrico - De pasada No Definido ene FV PanaSolar 9.90 Solar Llano Sánchez feb Paris 9.00 Solar 34-35B (EDEMET) 2015 mar Bonyic Hidroeléctrico - De pasada Changuinola may SDR Los Llanos Solar Llano Sánchez jul Pando Hidroeléctrico - De pasada Dominical jul Las Cruces Hidroeléctrico - De pasada San Bartolo jul FV Chiriquí (Solar XXI) Solar Mata de Nance Total a Ingresar (MW) = El Proyecto Hidroeléctrico Barro Blanco se conectará al sistema por medio de su propia subestación, la cual seccionará el actual circuito 230-6A (Veladero-Llano Sánchez) a 8.5 km aproximadamente desde la Subestación Veladero. En la última información oficial recibida por ETESA del agente desarrollador del Proyecto Hidroeléctrico San Andrés, se informa sobre la conexión de dicho proyecto seccionando el circuito (Dominical El Alto), propiedad de la empresa HydroCaisán, S.A. En la actualidad no se ha definido de manera concreta el punto de conexión para este proyecto hidroeléctrico. El Proyecto Hidroeléctrico Bonyic se conectará por medio de la Subestación Changuinola a nivel de 115 kv. Por su parte el Proyecto Hidroeléctrico Pando se vinculará al sistema por medio de la Subestación Dominical (seccionando la línea SIEPAC , Veladero-Río Claro). El Proyecto Hidroeléctrico Las Cruces se conectará a nivel de 34.5 kv en la futura Subestación San Bartolo propiedad de ETESA. Esta subestación inicialmente seccionará los actuales circuitos /15 (Veladero Llano Sánchez) y se mantendrá en este esquema de conexión, hasta que inicie operaciones la tercera línea de transmisión, donde migrará su nodo de conexión seccionando el tramo Veladero Llano Sánchez de la tercera línea. Finalmente, se adicionan cuatro proyectos solares a la matriz energética del SIN. Los Proyectos Solares de Panasolar y Los Llanos, tendrán como punto de conexión la Subestación Llano Sánchez a nivel de 34.5 kv. El Proyecto Solar París se conectará por medio del circuito 34-35B (troncal Divisa La Arena) propiedad del distribuidor EDEMET y el Proyecto Solar Chiriquí (Etapa I) con capacidad inicial de 20 MW, se conectará al SIN por medio de la Subestación Mata de Nance a nivel de 34.5 kv. Se espera el ingreso de MW de capacidad instalada de generación al SIN durante el año 2015, de los cuales 48.9 MW corresponden a proyectos solares fotovoltaicos y el resto en proyectos hidroeléctricos de pasada. Es importante señalar que todos los proyectos mencionados adicionarán Página No. 111 Noviembre de 2014

112 capacidad de generación al sistema desde el occidente del SIN y por lo tanto harán uso extensivo del sistema de trasmisión de ETESA CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Con base a las recomendaciones del presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, se presentan las obras de transmisión a ejecutarse durante el año Estas obras aparecen en versiones anteriores del Plan de Expansión y se mantienen vigentes en la presente versión. Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Año 2015 Proyecto Fecha Adición del cuarto transformador de potencia (230/115/13.8 kv) en S/E Panamá. mazo Nueva subestación San Bartolo 230/115/34.5 kv. julio Nuevo banco de capacitores de +90 MVAr en subestación Chorrera a nivel de 230 kv. Este banco de capacitores forma parte del proyecto de adición de septiembre dos SVC. Adición de T2 (230/34.5 kv) en subestación Boquerón 3. octubre Reconducción de la línea Las Minas - Panamá (115-3/4) en conductor 605 kcmil tipo ACSS/AW diciembre Se adicionará el cuarto transformador de potencia en la Subestación Panamá, con similares características al T3 con capacidad de 210/280/350 MVA y tensiones de operación de 230/115 kv. Este transformador permitirá asegurar el abastecimiento al centro de carga, mediante la ampliación de la capacidad de transformación en la Subestación Panamá. Ingresa la nueva Subestación San Bartolo, localizada en la provincia de Veraguas. Esta subestación en su inicio seccionará los circuitos /15 (Veladero Llano Sánchez) y se mantendrá operativa bajo este esquema hasta el ingreso de la tercera línea de transmisión, en donde cambiará su punto de conexión seccionando el tramo Veladero Llano Sánchez de este tercer corredor de transmisión, liberando las actuales líneas /15. La Subestación de San Bartolo contará con una capacidad de transformación de 90/120/150 MVA con tensiones de alimentación de 230/115/34.5 kv. Previendo la nueva adición de generación al occidente del sistema mencionada en la sección anterior, se reforzará la reserva reactiva del sistema adicionando un banco de capacitores con capacidad de +90 MVAr (3X30 MVAr) en la Subestación Chorrera a nivel de 230 kv. Este banco de capacitores forma parte de la adición de un SVC 16 en la Subestación Llano Sánchez, el cual debido al requerimiento de reactivo del sistema se ha decidido adelantar su gestión. Se ampliará la capacidad de transformación en la Subestación Boquerón III, adicionando el segundo transformador de potencia con características similares al T1 en esta subestación, con capacidad de 50/66.7/83.33 MVA y tensiones de alimentación de 230/34.5 kv. Con ello se brinda un punto de acceso a la red a los múltiples proyectos de generación cercanos al sector. Finalmente, se remplazará 54 km de conductor de la línea Las Minas Panamá (115-3/4), actualmente con calibre 636 kcmil tipo ACSR y capacidad de 93 MVA por circuito, a un conductor de alta 16 SVC (Static Var Compensator) Página No. 112 Noviembre de 2014

113 temperatura tipo ACSS/AW, calibre 605 kcmil con capacidad de 230 MVA por circuito. El proyecto contempla el remplazo de 6.2 km de conductor del tramo Las Minas Santa Rita (115-1/2). Es importante señalar que este proyecto aparece en planes de expansión anteriores como Nueva Línea de Transmisión Las Minas Panamá 115 kv, y el cual ha sido restructurado en la versión final del Plan de Transmisión CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión deberá coordinar con las empresas distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado con los agentes distribuidores sobre las obras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el año Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa Nuevo Transformador de S/E El Higo. EDEMET 2015 Nueva Línea Llano Sánchez La Arena en 115kV. EDEMET Nueva conexión de 34.5 kv en Subestación Boquerón III EDECHI La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: La adición de un segundo transformador de potencia en la Subestación El Higo, el cual tendrá una capacidad de 50MVA (230/115/13.8kV). Nueva línea de transmisión en circuito sencillo Llano Sánchez La Arena de aproximadamente 40kms de línea primaria de Alta Tensión (115kV) con conductor 636 ACSR. La Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí (EDECHI) reportó las siguientes expansiones: Nueva conexión en 34.5 kv en la Subestación Boquerón III, el cual contempla la interconexión de la red de media tensión de EDECHI al sistema de ETESA por medio de un alimentador en Boquerón III PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW) a considerarse en las simulaciones para los estudios eléctricos, para los escenarios del año Demanda Modelada - Año 2015 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 1, (-) Media 1, (-) Mínima (-) Página No. 113 Noviembre de 2014

114 Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, de acuerdo al Artículo 119 del Reglamento de Transmisión, las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión tienen la obligación de mantener los siguientes "valores tolerados" del factor de potencia: Horas de valle nocturno (Dmín) = 0.90(-) a 0.98(-). Resto del día (Dmax y Dmed) = 0.97(-) a 1.00 (-) En los escenarios del Plan de Expansión se asumirá que, durante el periodo de demanda máxima y media, el factor de potencia será de 0.97 por ser el escenario más exigente desde el punto de vista de transmisión. Durante el periodo de demanda mínima se asumirá RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año 2015 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo estival seco del año Esquema de Generación para la Época Seca 2015 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Página No. 114 Noviembre de 2014

115 Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Panasolar PSO París PAR BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Miraflores MIRG Miraflores MIRG A.C.P.2 MIRG A.C.P.3 MIRG Panam PAM13A - PAM13B Pacora PAC 13A Miraflores MIRG El Giral GIR 13A Cativá CAT 13A - CAT 13B El Giral II GIR 13B Termo Colón Ciclo TCOG1 - TCOG2 - TCOG BLM Ciclo BLMG5 - BLMG6 - BLMG8 - BLMG Capira 2 CAPG8 - CAPG9 - CAPG Chitré CHIG3 - CHIG Fortuna FORG1 - FORG2 - FORG Bayano BAYG1 - BAYG2 - BAYG Bahía las Minas BLM G Bahía las Minas BLM G Termocolón TCOG1 - TCOG EGESA PANG Bahía Las Minas BLM G EGESA PANG Miraflores MIR G Página No. 115 Noviembre de 2014

116 Miraflores MIRG Miraflores MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base el estocástico de la semana 16 del Centro Nacional de Despacho (CND), considerando la Curva de Aversión a Riesgo (CAR) y Restricciones de Transmisión (RT). Se utilizan las semanas 10-13, marzo como mes modelo. Durante el periodo seco BLM Carbón, está compuesto por 3 unidades de vapor (G2, G3 y G4), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. A continuación el listado de mérito para las unidades de generación, durante el periodo estival lluvioso del año 2015: Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2015 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G Página No. 116 Noviembre de 2014

117 La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Fortuna FORG1 - FORG2 - FORG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG4 - BLM G Miraflores MIRG Miraflores MIRG Panam PAM13A - PAM13B A.C.P.2 MIRG Pacora PAC 13A A.C.P.3 MIRG Bayano BAYG1 - BAYG2 - BAYG Miraflores MIRG El Giral GIR 13A Cativá CAT 13A - CAT 13B El Giral II GIR 13B Termo Colón Ciclo TCOG1 - TCOG2 - TCOG Capira 2 CAPG8 - CAPG9 - CAPG Chitré CHIG3 - CHIG Bahía Las Minas BLM G Bahía Las Minas BLM G Termocolón TCOG1 - TCOG Bahía Las Minas BLM G Miraflores MIR G Miraflores MIRG1-MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base el estocástico de la semana 17 del Centro Nacional de Despacho (CND), considerando CAR y RT. Se utilizan las semanas (septiembre) como mes modelo. Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Página No. 117 Noviembre de 2014

118 Época Seca en Demanda Máxima Despacho de Generación El despacho de generación modelado en el caso base responde al esquema de generación esperado durante el periodo seco del año Se despachan las centrales hidroeléctricas de pasada al mínimo permisible por cada unidad de generación (modelando los periodos estivales secos que se han dado en los últimos años). Las centrales eólicas despachan el 70% de su capacidad instalada, simulando la alta disponibilidad de recurso eólico para la generación de energía durante el periodo de verano. Las centrales solares se despachan al 70% de su capacidad instalada durante el periodo de máxima demanda, por tratarse de un periodo de verano (mayor incidencia de irradiación solar) y tratarse de horas en las que se tiene disponibilidad de sol. Respecto a la generación térmica, siguiendo el orden de mérito se despacha la central de carbón en Bahía Las Minas (3X33 MW), los motores 9, 10, 7 y 8 de Miraflores, Panam (sólo 3 unidades disponibles), Pacora, unidad 6 de Miraflores, El Giral, Cativá, El Giral II, Termo Colón en ciclo combinado (2+1), BLM ciclo combinado en configuración 3+1, Capira y Chitré. Como podemos observar, se hace uso del máximo aporte térmico por tratarse de un caso en periodo seco (bajos aportes hidrológicos). Finalmente la Central Fortuna despacha tres (3) unidades a 78 MW cada una. Con ello se cubre la demanda del sistema, por lo que la Central Bayano no ingresa al despacho de generación. Generación Obligada Despachando el total de generación disponible en la Costa Atlántica de Colón, se hace el máximo uso del sistema de transmisión del SIN en sentido norte-sur, a través de las líneas de 115 kv que unen la ciudad capital con la provincia de Colón. Se reporta restricciones de transmisión sobre las líneas 115-1/2 (Las Minas Cáceres) sobre el tramo Las Minas Santa Rita (115-1B/2B), bajo condiciones de contingencia sobre alguno de los circuitos que componen esta línea. Con el disparo del circuito 115-1B (Cativá II Santa Rita) el circuito paralelo operaría en sobrecarga respecto a su capacidad de emergencia. Se tiene la misma condición con el disparo del circuito 115-2B (Las Minas 1 Santa Rita). Por lo tanto se deberá restringir la generación de la Central Termocolón a 127 MW (ciclo 2+1) en orden de disminuir la carga sobre el corredor con congestión. La generación obligada se despachará en la Central Hidroeléctrica Fortuna, la cual se encuentra disponible y en orden superior de despacho de mérito. Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Fortuna Total (MW) = Se requiere de MW de generación obligada en Fortuna, para evitar la sobrecarga de la línea Las Minas Santa Rita, en caso de contingencia de alguno de los circuitos que la componen. Página No. 118 Noviembre de 2014

119 Bajo el despacho descrito y tomando en cuenta la generación obligada, el sistema cumple con los criterios de calidad y seguridad operativa. Intercambios En cuanto a los intercambios esperados entre el occidente y el centro de carga para el periodo de máxima demanda en época seca, se determina que éste será de 580 MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde las Subestaciones Veladero y Barro Blanco. A continuación se muestra un diagrama unifilar que ilustra los flujos de potencia esperados durante el periodo de máxima demanda y el punto de medición de estos flujos para la determinación del nivel de intercambio entre occidente y el centro de carga. No se espera límites de intercambio entre occidente y el centro de carga durante el periodo seco, debido a que en el centro de carga se despachan centrales térmicas, debido al periodo estival y bajos aportes hídricos para la generación hidroeléctrica al occidente. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Página No. 119 Noviembre de 2014

120 Contingencias Únicas de Generación - Época Seca 2015 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3 y G C7 Contingencias Únicas de Transmisión - Época Seca 2015 Línea de Transmisión Identificador de Número de Barra Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-PAC) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (RCL-PRO) C A (COC-PAN2) C B (LSA-COC) C (VEL-LSA) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C45 Página No. 120 Noviembre de 2014

121 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Posterior a la evaluación de las 45 contingencias, se confirma la solución a los flujos de potencia mediante el método de gobernadores a todas ellas. No se presentan violaciones a los criterios de seguridad operativa para las contingencias evaluadas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable. Es importante recalcar que el despacho de generación modelado en el caso base, considera generación obligada en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad operativa Época Seca en Demanda Media Despacho de Generación Durante el periodo de la demanda media, se desplazan las Centrales de Fortuna y Chitré las cuales se encontraban despachadas durante el periodo de máxima demanda. Las demás centrales despachadas en el periodo de máxima demanda, se encuentran en línea durante el periodo de media. Debemos recordar que debido a que las centrales de BLM Ciclo Combinado y Termocolón Ciclo Combinado se han despachado durante el periodo de máxima demanda, las mismas permanecerán en el escenario de media despachadas por restricciones operativas. Debido a las mismas condiciones limitantes descritas durante el periodo de demanda máxima se requiere restringir la generación en la Central Termocolón a 104 MW, y mantener en línea dos unidades de la Central El Giral y la Central Térmica Capira, en orden de mantener por debajo del 100% de capacidad de carga en emergencia las líneas que vinculan las subestaciones de Las Minas 1 a Santa Rita, en caso del disparo de alguno de los circuitos que componen esta línea. Generación Obligada Al igual que durante el periodo de máxima demanda se requiere de generación obligada, en el periodo de demanda media se cuenta con generación térmica que rompe el despacho económico. A continuación se muestra la generación obligada requerida en el caso base. Generación Obligada Requerida Central de Generación MW El Giral II Capira 5.23 Total (MW) = Durante el periodo de demanda media se requiere de 22 MW de generación obligada aproximadamente en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad, para mantener el sistema operando sin sobrecargas. Página No. 121 Noviembre de 2014

122 Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Intercambios Durante el periodo de media demanda el intercambio esperado entre occidente y el centro de carga es de 378 MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde las Subestaciones Veladero y Barro Blanco. No se esperan límites de intercambio de energía entre el occidente del sistema y el centro de carga para el periodo de demanda media. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias señalado en la sección anterior. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias por medio de solución mediante gobernadores. No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema. Es importante recalcar que el despacho de generación modelado en el caso base, considera generación obligada en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad operativa, y no responden al despacho económico esperado para el periodo lluvioso Época Seca en Demanda Mínima Página No. 122 Noviembre de 2014

123 Despacho de Generación Respecto al caso en demanda media, se desplaza generación de las Centrales Capira, El Giral II, Cativá, El Giral, Miraflores G6, Pacora, Panam, Miraflores G7, G8, G9 y G10. Es importante señalar que se mantiene en el despacho de generación la central térmica de BLM Carbón, BLM Ciclo Combinado y Termocolón Ciclo combinado, ya que durante el periodo de máxima demanda han sido requeridos y debido a restricciones operativas 17 no es posible sacar de operación estas centrales para el periodo de mínima demanda. Como consecuencia de esto, se ha disminuido generación hidroeléctrica de pasada hasta cubrir la demanda. Las centrales de generación solar se encuentran fuera de línea debido a que durante el periodo de mínima demanda no se cuenta con radiación solar para la generación de energía, y éstas no cuentan con bancos de almacenadores de energía. Generación Obligada Durante el periodo de mínima demanda de la época seca no se espera generación obligada. Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Intercambios Total (MW) = 0.00 Durante el periodo de demanda mínima el intercambio esperado entre occidente y el centro de carga es de 328 MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde las Subestaciones de Veladero y Barro Blanco. 17 Como por ejemplo el tiempo de encendido de la caldera de carbón. Página No. 123 Noviembre de 2014

124 No se espera limitaciones de intercambio entre occidente y el centro de carga durante el periodo de mínima demanda de época seca. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias mostrado con anterioridad. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias por medio de solución mediante gobernadores. No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-2 del presente documento Época Lluviosa en Demanda Máxima Despacho de Generación Se restringe la generación hidroeléctrica de pasada en el occidente del sistema debido a restricciones de transmisión y déficit de reserva reactiva disponible en el SIN. La reserva reactiva del sistema es requerida para mantener de manera segura los elevados montos de transferencia de energía desde occidente hacia el centro de carga. Siguiendo el orden de mérito establecido para el periodo lluvioso, se despachan las centrales eólicas al 25% de su capacidad instalada (simulando la estación de pocos aportes eólicos para la generación) y las centrales solares despachan el 30% de su capacidad instalada. Página No. 124 Noviembre de 2014

125 Por parte de la generación térmica ingresan al despacho las centrales BLM Carbón (con 4 unidades considerando la unidad de vapor 9), Miraflores G9 y G10, Panam (3 unidades), Miraflores G7, Pacora, Miraflores G8 y G6, El Giral y finalmente tres unidades de Cativá. Estas centrales son requeridas en el sistema para mantener el perfil de tensiones dentro de la norma y aumentar la reserva reactiva del sistema, requerida para mantener bajo condiciones estables el SIN en caso de alguna contingencia (N- 1). Como consecuencia de la generación térmica despachada en el centro de carga, la Central de Generación Fortuna queda fuera del despacho. Esto es requerido por las restricciones de transmisión y seguridad operativa del sistema. Al igual que las centrales térmicas, la Central Bayano (3X82 MW) ingresa al despacho debido a requerimiento del sistema, por lo tanto se considerará como generación obligada. Es importante señalar que el despacho de generación modelado no responde al despacho económico, y se presenta de esta forma debido a requerimiento del sistema para operar de manera segura. Generación Obligada Debido a las restricciones de transmisión para evacuar el total de la generación disponible al occidente del sistema y a la falta de compensación reactiva requerida para transmitir de manera segura los elevados montos de energía hacia el centro de carga, se requiere de generación obligada en el despacho de generación. Esta generación obligada rompe el despacho económico esperado ya que no responde al orden de mérito mostrado, sino que responde a la necesidad que tenga la operación del sistema para operar de manera segura. Se despachan centrales de generación localizadas en el centro de carga (por lo general centrales térmicas), con el fin de eliminar las restricciones de transmisión presentadas y elevar la reserva reactiva del sistema para operar de manera segura (estabilidad de tensión). A continuación se presenta el listado de generación obligada requerida durante el periodo de máxima demanda de época lluviosa del año 2015: Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Miraflores Panam Pacora Bayano El Giral Cativá Total (MW) = Se requiere de aproximadamente 510 MW de generación obligada en el SIN, para cumplir con los criterios de calidad y seguridad. Página No. 125 Noviembre de 2014

126 Intercambios Tomando en cuenta el despacho de generación descrito y las condiciones operativas del SIN, se presenta el límite de intercambio de energía entre occidente y el centro de carga, durante el periodo de máxima demanda de época lluviosa. Se fija el límite de intercambio a 720 MW durante la demanda máxima de época lluviosa del Este límite considera la operación segura del sistema bajo condiciones de contingencia N-1, incluyendo contingencias únicas de generación que causen un desbalance importante entre la carga y generación, como es el caso de la C7 (disparo de la caldera de carbón de BLM) la cual con su suceso desvincula las unidades G2, G3, G4 y G9 y con ello el aporte reactivo en el centro de carga que esta central aporta el sistema. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al Sistema de Transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Página No. 126 Noviembre de 2014

127 Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2015 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Contingencias Únicas de Transmisión - Época Seca 2015 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-PAC) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (RCL-PRO) C A (COC-PAN2) C B (LSA-COC) C A (LSA-SBA) C B (VEL-SBA) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C39 Página No. 127 Noviembre de 2014

128 115-3B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C46 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Posterior a la evaluación de las 46 contingencias, se confirma la solución a los flujos de potencia mediante el método de gobernadores a todas ellas. No se presentan violaciones a los criterios de seguridad operativa para las contingencias evaluadas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable. Es importante recalcar que el despacho de generación modelado en el caso base, considera generación obligada en orden de cumplir con los criterios de calidad y seguridad operativa Época Lluviosa en Demanda Media Despacho de Generación Respecto al escenario de máxima demanda, se desplazan del despacho de generación las Centrales Cativá, El Giral y la unidad 6 de Miraflores. Se disminuye generación de la Central Bayano, la cual queda despachando tres (3) unidades al mínimo de 40 MW para un total de 120 MW en esta central. Esta central aún es requerida en despacho debido a requerimiento de estabilidad del sistema. Por otra parte la Central Fortuna permanece fuera del despacho por seguridad operativa. La generación hidroeléctrica de pasada se ve restringida por requisitos de estabilidad de tensión del sistema. La generación eólica y solar permanecen despachadas al igual que durante el periodo de máxima demanda. Se observa que para el periodo de demanda media aún es requerida la generación obligada en el sistema y por lo tanto el despacho descrito no responde al despacho económico. Generación Obligada Se presenta la generación obligada, la cual rompe el despacho económico esperado para el periodo de demanda media en época lluviosa de Página No. 128 Noviembre de 2014

129 Se requiere de 327 MW aproximadamente de generación obligada en el SIN, para operar de manera segura bajo los criterios de calidad y seguridad operativa. Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Intercambios Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Miraflores Panam Pacora Bayano El Giral 0.00 Cativá 0.00 Total (MW) = Se presenta el límite de intercambio entre occidente y el centro de carga para el periodo lluvioso con el sistema en demanda media. Se fija el límite de intercambio en 685 MW durante el periodo de demanda media. El intercambio mostrado corresponde a generación hidroeléctrica de pasada (restringida) ya que la Central Fortuna no se despacha en el escenario por seguridad operativa. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Página No. 129 Noviembre de 2014

130 Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 46 contingencias simuladas. Por lo tanto, el sistema opera de manera segura y confiable cumpliendo los criterios de seguridad operativa. Es necesario mencionar que la contingencia más crítica para el sistema corresponde al disparo de la caldera de carbón en BLM ya que con ello se pierde114 MW en el centro de carga y de manera adicional el aporte de potencia reactiva que aporta esta central. Por lo tanto es importante analizar el sistema desde el punto de vista de estabilidad de tensión cuando ocurre esta contingencia Época Lluviosa en Demanda Mínima Despacho de Generación Respecto al escenario de demanda media, se desplazan del despacho de generación las Centrales Bayano, Miraflores G8, Pacora, Miraflores G7 y Panam. La central térmica de BLM Carbón, permanece en el despacho debido a que se ha requerido durante el periodo de máxima demanda y no puede ser excluida del despacho durante la demanda mínima por restricciones operativas. Por seguridad operativa permanecen despachadas las unidades 9 y 10 de Miraflores. La Central Fortuna no se despacha durante este periodo y se ha disminuido generación hidroeléctrica de pasada por demanda (es decir, la demanda es muy inferior a la capacidad de generación instalada). Las centrales de generación solar se encuentran fuera de línea debido a que durante el periodo de mínima demanda no se cuenta con radiación solar para la generación de energía, y éstas no cuentan con bancos de almacenadores de energía. Como se puede notar el despacho de generación, mantiene restricciones sobre el occidente del sistema debido a requerimientos de estabilidad de tensión en caso del disparo de la única central despachada en el centro de carga, BLM Carbón. Por lo tanto, no responde a un despacho económico. Generación Obligada Los motores G9 y G10 de Miraflores son requeridos durante el periodo de mínima demanda como generación obligada, en orden de mantener estable el sistema en caso de disparo de la caldera de carbón en BLM. Esta condición se da debido a que por despacho económico se ha de incluir en primer orden a las centrales hidroeléctricas de pasada y eólicas, las cuales por capacidad instalada son suficientes para cubrir la demanda sin necesidad de despachar centrales de costo operativo más elevado (térmicas) en el centro de carga. Esto deriva en una condición operativa de inestabilidad en el sistema, ya que en el centro de carga no se cuenta con generación para regulación en caso de pérdida de la única central térmica despachada en esta zona. A continuación se presenta un resumen de generación obligada en el escenario. Página No. 130 Noviembre de 2014

131 Se requiere de aproximadamente 75 MW de generación obligada para mantener estable el sistema en caso de la C7 (disparo de BLM Carbón). Considerando la generación obligada presentada en esta sección y las limitaciones de intercambio entre occidente y centro de carga, el sistema opera de manera segura y confiable, sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Intercambios Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Miraflores Panam 0.00 Pacora 0.00 Bayano 0.00 El Giral 0.00 Cativá 0.00 Total (MW) = Se fija el límite de intercambios entre occidente y el centro de carga en 540 MW. Este nivel de intercambios considera la generación de seguridad requerida en el centro de carga y restringe la generación hidroeléctrica de pasada al occidente para cumplir con el criterio de seguridad N-1 en caso del disparo de la caldera de carbón en BLM. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Página No. 131 Noviembre de 2014

132 Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a 45 contingencias de las 46 simuladas. La excepción es la C7, que como anteriormente se ha mencionado, representa la contingencia más severa para el sistema en cuanto a estabilidad de tensión se refiere. Sin embargo, se verifica la solución de esta contingencia mediante solución por inercial, comprobando la existencia de reservas reactivas disponibles en el sistema, que permitan la implementación de un Esquema de Control Suplementario (ECS) como lo es el esquema operativo EDCxPG_BLM. Considerando la implementación del esquema, se puede concluir que el sistema opera de manera segura y confiable cumpliendo los criterios de seguridad operativa RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Se realiza un estudio de estabilidad dinámica al caso base con el objetivo de evaluar el desempeño del sistema ante contingencias que causen desbalances entre la carga y la generación, o líneas de interconexión que causen un cambio importante en el comportamiento de los flujos de potencia en el sistema de transmisión. El escenario analizado se centrará en el periodo lluvioso con el sistema en máxima demanda, ya que es en este escenario en donde se exige el máximo desempeño al SIN desde el punto de vista de estabilidad y será en donde se podrán localizar limitaciones, en caso de existir. Las variables a monitorear serán las siguientes: Estabilidad angular de las unidades de generación tanto térmicas como hidráulicas. Voltajes en los principales nodos de las redes de 230 kv y 115 kv, pertenecientes al sistema de ETESA. Frecuencia del sistema, medida desde el nodo con mayor concentración de carga. En nuestro caso este nodo será la barra de 115 kv en la Subestación Panamá. Las variables monitoreadas permitirán identificar la estabilidad del sistema ante las contingencias a evaluar. Se simularán tiempos de pre-falla de un (1) segundo y posteriormente se aplicará una falla en el elemento bajo análisis, la cual durará cuatro (4) ciclos. Este tiempo de cuatro ciclos corresponde al tiempo de respuesta de las principales protecciones en el Sistema Principal de Transmisión. Posterior a los 4 ciclos se simulará la apertura del elemento fallado, liberando la falla para lo cual perdurará un tiempo de simulación de 30 segundos. Este tiempo es suficiente para monitorear el desempeño del SIN y confirmar o no, la estabilidad del sistema Contingencias a Evaluar Se presenta un listado con las contingencias dinámicas a ser evaluadas para el presente estudio. Página No. 132 Noviembre de 2014

133 Contingencias Dinámicas Evaluadas - Periodo Lluvioso 2015 Identificador Contingencia Nodos Desbalance (MW) C6 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C7 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C C (LSA-EHI) C A (COC-PAN2) C A (LSA-SBA) C A (FOR-ESP) Las cuales representan aquellas contingencias que presentaron mayores dificultades durante la elaboración de los estudios de flujos de potencia en régimen permanente Análisis de Resultados Los resultados del estudio de estabilidad dinámica se muestran en el Anexo III-4 del presente documento. Los resultados del estudio muestran que: No existen asincronismos en unidades de generación ante las eventualidades simuladas. Se ha monitoreado el ángulo de rotación de las unidades síncronas despachadas respecto al nodo oscilante del caso, sin mostrar aceleraciones descontroladas. Por lo tanto todas las unidades permanecen en línea posterior a la falla. El perfil de tensión en los principales nodos del sistema se recupera satisfactoriamente posterior a la liberación de la falla, en donde se observan valores dentro del rango permisible por la norma. Por lo tanto, se cumple el criterio de calidad y se descarta un colapso de tensión. La frecuencia del sistema se recupera satisfactoriamente antes de los 30 segundos que dura la simulación y se estabiliza dentro de la banda permisible (58.9 Hz <f(t) < 61 Hz). No actúa el esquema de desligue de carga por baja frecuencia (EDCxBF) en ningún caso analizado. Por lo anterior, se concluye que el sistema opera de manera estable, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Los resultados para el estudio de cortocircuito se muestran en el Anexo III-3 del presente documento Consideraciones Para el estudio de cortocircuito se simulan fallas trifásicas y fallas de línea a tierra sobre todas las barras que conforman la red de 230 kv y 115 kv de ETESA. Las simulaciones se realizarán únicamente para el periodo de demanda máxima, ya que en este periodo se tienen en línea la mayor cantidad de unidades de generación y por lo tanto los niveles de cortocircuito serán los máximos. Se monitorea la corriente de cortocircuito Isc con el objetivo de comparar ésta contra la capacidad interruptiva de las principales protecciones ubicadas en las subestaciones de ETESA. De esta manera se confirmará la correcta (o deficiente) operación de los interruptores de potencia en el sistema de ETESA. Página No. 133 Noviembre de 2014

134 6.3 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con base al escenario de referencia mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el año Proyectos de Generación Considerados - Año 2016 Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Operación Proyecto MW Tecnología (Subestación) Año Mes ene Ojo de agua 6.45 Hidroeléctrico - De Pasada Penonomé (EDEMET) ene El Síndigo Hidroeléctrico - De Pasada Caldera ene Los Planetas Hidroeléctrico - De Pasada Mata de Nance ene La Huaca 4.97 Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez ene Caldera 6.10 Hidroeléctrico - De Pasada Caldera ene Los Estrechos 9.50 Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo 2016 ene San Bartolo Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo ene Tizingal 4.50 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene Bugaba Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene FV Solar XXI Etapa Solar Mata de Nance jul Burica Hidroeléctrico - De Pasada Bajo Frío jul Santa María Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo jul PGM Cerro Patacón Biogas Santa María (ENSA) Total a Ingresar (MW) = Podemos observar que se adicionan aproximadamente 158 MW de generación hidroeléctrica de pasada, situada en la base de la matriz energética y como consecuencia tienen prioridad de despacho (según la política energética nacional). Muchos de los proyectos presentados, son centrales de pequeña capacidad y no todos han presentado información ante ETESA referente a estudios eléctricos que validen su intención de conexión al SIN. Por lo anterior, aún no cuentan con viabilidad de conexión al sistema. Los proyectos Los Estrechos, San Bartolo y Santa María, tienen como nodo de conexión la nueva Subestación San Bartolo. De los proyectos mencionados, Santa María se conectará en 115 kv y el resto en 34.5 kv. Los Proyectos Hidroeléctricos El Síndigo y Caldera, se conectarán a nivel de 34.5 kv en la Subestación de Caldera. Por su parte, los proyectos Tizingal y Bugaba 2 se conectarán en el nuevo transformador (T2) de la Subestación Boquerón III, a nivel de 34.5 kv. Debido a su lejanía a la Subestación Llano Sánchez, para el proyecto Ojo de Agua, se ha asumido que se conectará a la red de distribución de EDEMET, ya que el agente no ha presentado información ante ETESA. El Proyecto Hidroeléctrico Los Planetas II y el Proyecto Solar Chiriquí (Solar XXI), han presentado estudios eléctricos y solicitud de conexión al SIN, en el nodo de Mata de Nance 34.5 kv. Es necesario mencionar que los 20 MW adicionados en el Proyecto Solar Chiriquí de la empresa Solar XXI, S.A. corresponden a la segunda etapa de este proyecto de generación, el cual en su esquema final contará con una capacidad instalada de 40 MW. Página No. 134 Noviembre de 2014

135 El Proyecto Hidroeléctrico La Huaca tiene en principio como nodo de conexión la Subestación de Llano Sánchez a nivel de 34.5 kv (asumido). Esta información deberá ser validada por el propio agente desarrollador, ya que ETESA no cuenta con estudios de conexión para este proyecto. El Proyecto Hidroeléctrico Burica (63 MW) es el de mayor capacidad entre los mostrados. De la última información conocida, el agente ha informado su intención de conexión en la Subestación de Bajo Frío, la cual secciona el circuito (propiedad de Ideal Panamá, S.A.) a nivel de 230 kv. Finalmente, a solicitud de la Secretaría Nacional de Energía (SNE) en los Criterios y Políticas para la Elaboración del Plan de Expansión 2014, se incluye el proyecto de generación Cerro Patacón a base de Gas Natral Metano (biogás), el cual aprovechará el gas natural producido por los desechos urbanos en el relleno sanitario de Cerro Patacón. Debido a que ETESA no cuenta con información sobre este proyecto, ni solicitud formal de conexión al SIN, se ha asumido su punto de conexión en la red de distribución de ENSA, concesionario en la zona donde se localiza el relleno sanitario de Cerro Patacón CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Con base a las recomendaciones del presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, se presentan las obras de transmisión a ejecutarse durante el año Estas obras aparecen en versiones anteriores del Plan de Expansión y se mantienen vigentes en la presente versión. Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Año 2016 Proyecto Reemplazo del autotransformador T1 (230/115/34.5 kv) en subestación Llano Sánchez por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. Éste es un transformador de conexión. Reemplazo del autotransformador T2 (230/115/34.5 kv) en subestación Chorrera por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. Éste es un transformador de conexión. Nueva LT Mata de Nance - Progreso - Frontera, en doble circuito a nivel de 230 kv. Adición del T3 en subestación Panamá II (230/115/13.8 KV). Adición de un nuevo banco de reactores de -40 MVAr en subestación Changuinola 230 kv y -20 MVAr en subestación Guasquitas 230 kv. Nuevo banco de capacitores de +90 MVAr en subestación Veladero a nivel de 230 kv. (Soporte a los SVC) Nuevo banco de capacitores de +120 MVAr en subestación San Bartolo a nivel de 230 kv. (Soporte a los SVC) Nuevo banco de capacitores de +30 MVAr en subestación Llano Sánchez a nivel de 230 kv. (Soporte a los SVC) Adición de un SVC de 120/-30 Mvar de capacidad en subestación Llano Sánchez 230 kv. Adición de un SVC de 120/-30 Mvar de capacidad en subestación Panamá II 230 kv. Este proyecto incluye un nuevo banco de capacitores de +60 MVAr. Tercera LT Veladero - Llano Sánchez - Chorrera - Panamá, en doble circuito a nivel de 230 kv. Aumento de capacidad de la línea Mata de Nance - Veladero (230-5B/6B) a 350/450 MVA. (Cambio de conductor a 1200 ACAR). Fecha febrero febrero febrero febrero abril julio julio julio agosto agosto septiembre diciembre De los proyectos mostrados en el cuadro anterior, se destaca el ingreso de la tercera línea de transmisión Veladero Panamá y la adición de dos (2) compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC por sus siglas en inglés), además de compensación reactiva adicional en bancos Página No. 135 Noviembre de 2014

136 capacitivos. Estos proyectos son de suma importancia para el sistema, ya que ellos permiten el abastecimiento de la demanda de manera económica sin la necesidad del despacho de generación obligada. Lo anterior se traduce en menores costos operativos en el sistema y mejor aprovechamiento de los recursos disponibles para la generación de energía en el país. La tercera línea de transmisión, es una línea aérea a nivel de 230 kv en doble circuito de aproximadamente 295 km de longitud y con capacidad de transmisión de 500 MVA por circuito, es decir que la capacidad de transmisión en sentido occidente-oriente del SIN, se incrementará en 1,000 MVA. Esta línea será seccionada en las Subestaciones de Llano Sánchez y Chorrera, lo que aumenta la confiabilidad del SIN. En orden de aprovechar el aumento en capacidad de transmisión con el ingreso de la tercera línea de transmisión, se debe aumentar la reserva reactiva disponible del sistema tanto en régimen permanente como en capacidad de respuesta dinámica. Esto es requerido debido a que se estará transmitiendo grandes bloques de generación a largas distancias hacia el centro de carga por medio del sistema de transmisión, lo que requiere de suficiente compensación reactiva para mantener en niveles adecuados los perfiles de tensión en las redes de 230 kv y en el centro de carga a nivel de 115 kv. Esto se logrará por medio de la adición de dos (2) SVC 18, uno en la Subestación Llano Sánchez y otro en la Subestación Panamá II a nivel de 230 kv. Ambos tendrán capacidad de +120/-30 MVAr. El proyecto de la adición de los SVC contempla la adición de +60 MVAr en bancos capacitivos en la Subestación Panamá II y +90 MVAr en Chorrera 19, ambos a nivel de 230 kv. De manera adicional, se requiere de la adición de +90 MVAr en Veladero, +120 MVAr en San Bartolo y +30 MVAr en Llano Sánchez, a nivel de 230 kv para dar soporte a los SVC en la regulación de tensión al occidente del sistema sobre el troncal de 230 kv. Como se puede observar, la política energética de abastecimiento por medio de centrales de generación hidroeléctricas de pasada, obliga a la Empresa de Transmisión Eléctrica a reforzar de manera drástica el sistema de transmisión y a adicionar una gran cantidad de compensación reactiva sobre el sistema de transmisión para lograr el despacho económico de manera segura y confiable, sin romper el orden de mérito. Se espera que con el aumento en la capacidad de transmisión por medio de los refuerzos mencionados, se incremente el despacho de la generación en occidente. Por lo tanto se requiere el refuerzo de la línea Mata de Nance Veladero (230-5B/6B), para aumentar su capacidad térmica de 247 MVA por circuito a 350 MVA por circuito, mediante el cambio de conductor. Se considera la instalación de nuevos bancos de reactores en la región occidental del SIN, ya que durante la estación seca y con el sistema en mínima demanda, se requiere eliminar el excedente de potencia reactiva inyectada al sistema por las líneas de transmisión, al encontrarse en un estado 18 SVC (Static Var Compensator). 19 Los bancos de capacitores en S/E Chorrera, adelantarán su gestión para que ingresen durante el periodo lluvioso del año Página No. 136 Noviembre de 2014

137 operativo muy por debajo de su carga natural 20. Se determina mediante estudios eléctricos la necesidad de -60 MVAr en bancos de reactores, los cuales se repartirán de la siguiente manera: -40 MVAr en la Subestación Changuinola y -20 MVAr en la Subestación Guasquitas, ambos a nivel de 230 kv. Estos bancos de reactores permitirán una mejor regulación de tensión sobre la zona occidental del sistema de transmisión, con el fin de cumplir con el criterio de calidad (por voltaje). Se ampliará la capacidad de transformación en la Subestación de Llano Sánchez, por medio del reemplazo del actual T1 (70/60/30 MVA) por un transformador de mayor capacidad (100/100/100 MVA) trifásico, con las mismas tensiones de operación (230/115/34.5 kv). El aumento en la capacidad de transformación responde a las múltiples solicitudes de conexión recibidas en ETESA por agentes desarrolladores de proyectos solares y al aumento de la demanda en la península de Azuero, reportada por el agente EDEMET y al cumplimiento del criterio N-1. De manera similar a la subestación Llano Sánchez, se ampliará la capacidad de transformación en la Subestación Chorrera reemplazando el actual T2 (50/50/50 MVA) por un transformador de mayor capacidad (100/100/100 MVA) trifásico, con las mismas tensiones de operación (230/115/34.5 kv). El aumento en la capacidad de transformación en la Subestación Chorrera, responde al acelerado crecimiento de Panamá Oeste, reportado por la empresa distribuidora EDEMET y al cumplimiento del criterio N-1. A causa del ingreso de proyectos de mediana capacidad actualmente en operación en la zona fronteriza con Costa Rica, como lo son Bajo de Mina (56.8 MW) y Baitún (88.2 MW), además de la generación inyectada en la Subestación de Boquerón III, por parte de centrales de generación hidroeléctricas de pequeña capacidad (que suman 80 MW aproximadamente); y previendo la capacidad de generación a instalarse en los próximos años en las Subestaciones de Bajo Frío y Boquerón III, que en conjunto suman 140 MW aproximadamente hasta el año 2016, es requerido el refuerzo del sistema de transmisión que vincula la zona sur-occidental del SIN. Por tal motivo se reemplazará el actual circuito 230-9/10, que parte desde la Subestación Mata de Nance y finaliza en la frontera con Costa Rica, por un nuevo corredor de transmisión en doble circuito y capacidad de trasmisión de 400 MVA por circuito, para una capacidad total de 800 MVA de transmisión. Para garantizar el suministro a la demanda del sector este de la capital y en cumplimiento al criterio N-1, se ampliará la capacidad de transformación en la Subestación Panamá II, mediante la adición del tercer transformador de potencia (T3) con similares características a los dos transformadores existentes en esta subestación, con capacidad de 175/175/30 MVA y tensiones de operación de 230/115/13.8 kv CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión deberá coordinar con las Empresas Distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado 20 Carga Natural o SIL (Surge Impedance Loading). Página No. 137 Noviembre de 2014

138 con los agentes distribuidores sobre las obras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el año La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET), ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: La nueva Subestación Burunga 230/115/34.5 kv en el sector de Arraiján, seccionando los circuitos El Coco Panamá II (230-12A/13A). La nueva subestación iniciará operación con un transformador de 100/100/100 MVA con tensiones de operación en 230/115/34.5 kv y 6 celdas de media tensión. El proyecto contempla el tendido de circuitos de respaldo hacia la actual Subestación Arraiján y alimentación hacia las áreas revertidas. La nueva Subestación La Floresta 115/13.8 kv en el sector de Clayton, inicialmente seccionando el circuito (Miraflores Cáceres) propiedad de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP), con miras a migrar hacia la nueva Subestación Panamá III de ETESA en La nueva subestación iniciará operación con un transformador de 30 MVA de capacidad y tensiones de operación de 115/13.8kV y 6 celdas de media tensión. Ingresa la primera etapa de la nueva Subestación de Bella Vista en la ciudad capital, la cual contará con tres transformadores de 30 MVA con tensiones de operación de 115/13.8 kv y 18 celdas de media tensión. Esta subestación seccionará los circuitos (Cáceres Marañón) y (Locería - Marañón), seccionando el circuito en S/E Locería. En la segunda etapa de esta subestación se contará con alimentación a nivel de 230 kv desde la Subestación Panamá III de ETESA. La nueva línea Chorrera Guadalupe en 115 kv, con 12 km de longitud en conductor 636 ACSR, desde la S/E Chorrera hasta la nueva S/E Guadalupe (115/13.8 kv). El proyecto contempla el acondicionamiento de la Subestación Chorrera, para servir en 115 kv el cual actualmente no se encuentra desarrollado. Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa Nueva Subestación Burunga 230 kv (Arraiján) EDEMET Nueva Subestación La Floresta 115 kv (Clayton) EDEMET Nueva Subestación Bella Vista 230 kv EDEMET Nueva Línea Chorrera Guadalupe, 115 kv EDEMET Nueva Subestación Guadalupe 115 kv EDEMET Nueva Subestación Howard 115 kv EDEMET Expansión Zona Colón ENSA Interconexión al SIN de Isla Colón en 34.5 kv EDECHI 2016 La nueva Subestación Guadalupe (115/34.5/13.8 kv) en el sector de La Chorrera. Contará con un Transformador de Potencia (T1), el cual tendrá una capacidad de 30 MVA (115/34.5/13.8 kv). La nueva Subestación de Howard (115/44/13.8 kv) en las áreas revertidas. El proyecto contempla la instalación de tres (3) Transformadores de Potencia, los cuales tendrán una capacidad de 50 MVA, uno será de 115/44/13.8 kv y dos serán de 115/13.8 kv. En la etapa 1, para la alimentación de la nueva subestación se tiene planificado construir una segunda Página No. 138 Noviembre de 2014

139 línea de 44 kv desde la S/E Miraflores hasta la nueva subestación donde se conectará el transformador de potencia de 50 MVA 115/44/13.8 kv. La empresa de distribución Elektra Noreste, S.A. (ENSA) reportó las siguientes expansiones: Expansión Zona Colón: El proyecto consiste en la alimentación de la Subestación Monte Esperanza a nivel de 115 kv desde la Subestación France Field, por medio de un doble circuito soterrado (el cual ya se ha ejecutado). Para ello se cambiará el voltaje de alimentación de 44 kv a 115 kv de S/E Monte Esperanza con la adición de un nuevo Transformador de 50 MVA (115/34.5/13.8 kv) y la reubicación del actual T3 de S/E France Field en S/E Monte Esperanza. El proyecto contempla la ampliación de la barra de 44 kv en Monte Esperanza para alimentar hacia S/E Colón y el retiro de los transformadores TX1, TX2, TX3 y TX4 de Monte Esperanza actualmente servidos en 44 kv. La Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí (EDECHI), reportó las siguientes expansiones: La interconexión al SIN de Isla Colón en 34.5 kv, por medio de dos líneas de 34.5 kv desde la Subestación Changuinola (230/34.5 kv). En Isla Colón se construirá una nueva subestación reductora 34.5/13.2 kv con capacidad de transformación de 10 MVA PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW), a considerarse en las simulaciones de los estudios eléctricos, para los escenarios del año Demanda Modelada - Año 2016 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 1, (-) Media 1, (-) Mínima (-) Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, de acuerdo al Artículo 119 del Reglamento de Transmisión, las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, tienen la obligación de mantener los siguientes "valores tolerados" del factor de potencia: Horas de valle nocturno (Dmín) = 0.90(-) a 0.98(-). Resto del día (Dmax y Dmed) = 0.97(-) a 1.00 (-). En los escenarios del Plan de Expansión se asumirá que, durante el periodo de demanda máxima y media, el factor de potencia será de 0.97 por ser el escenario más exigente desde el punto de vista de transmisión. Durante el periodo de demanda mínima se asumirá Página No. 139 Noviembre de 2014

140 6.3.5 RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año 2016 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo seco del año Esquema de Generación para la Época Seca 2016 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Página No. 140 Noviembre de 2014

141 Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Miraflores G10 MIRG Miraflores G9 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Termocolón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG BLM Ciclo BLMG5-BLMG6-BLMG8-BLMG Fortuna FORG1-FORG2-FORG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Chitré CHI4.16A Capira CAPG9-CAP4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Página No. 141 Noviembre de 2014

142 Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible, dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE. Durante el periodo seco BLM Carbón, está compuesto por 3 unidades de vapor (G2, G3 y G4), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. A continuación el listado de mérito para las unidades de generación, durante el periodo lluvioso del año 2016: Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2016 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Página No. 142 Noviembre de 2014

143 Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B Cerro Patacón (Biogás) CEP BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Fortuna FORG1-FORG2-FORG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Termocolón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG BLM Ciclo BLMG5-BLMG6-BLMG8-BLMG Capira CAPG9-CAP4.16A Chitré CHI4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG Página No. 143 Noviembre de 2014

144 El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE. Agosto, septiembre y octubre como meses modelo. Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón Época Seca en Demanda Máxima Despacho de Generación El despacho de generación modelado en el caso base responde al esquema de generación esperado durante el periodo seco del año Se despachan las centrales hidroeléctricas de pasada al mínimo permisible por cada unidad de generación (modelando los periodos estivales secos que se han dado en los últimos años). Las centrales eólicas despachan el 70% de su capacidad instalada, simulando la alta disponibilidad de recurso eólico para la generación de energía durante el periodo de verano. Las centrales solares se despachan al 70% de su capacidad instalada durante el periodo de máxima demanda, por tratarse de un periodo de verano (mayor incidencia de irradiación solar) y tratarse de horas en las que se tiene disponibilidad de sol. De acuerdo al orden de mérito establecido para el periodo, se despachan las Centrales Térmicas de BLM Carbón (3X33 MW), las unidades 9, 10, 7, 8 y 6 de Miraflores, Pacora, Panam 21 (6X15.2 MW), Cativá, El Giral II, El Giral, Termocolón en ciclo combinado de 2+1 y BLM ciclo combinado de 3+1. Se observa el máximo de generación térmica en el despacho modelado. La Central Fortuna despacha dos (2) unidades a MW, cada una y con ello la demanda queda cubierta. La Central Bayano no ha sido despachada debido a que por despacho económico no es requerida. Bajo el despacho descrito el sistema opera cumpliendo los criterios de calidad y seguridad operativa, sin violaciones que reportar. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo seco del año No se ha violado el despacho económico en función de operar el SIN de manera segura. Intercambios En cuanto los intercambios esperados entre el occidente y el centro de carga para el periodo de máxima demanda en época seca, se determina que éste será de 505 MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la 21 Se estima que durante el periodo seco del año 2016 la central térmica Panam se encuentre disponible en su totalidad. Por ello se despachan las unidades M4, M5 y M6 de esta central. Página No. 144 Noviembre de 2014

145 Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde la Subestación Veladero y Barro Blanco. A continuación se muestra un diagrama unifilar que ilustra los flujos de potencia esperados durante el periodo de máxima demanda y el punto de medición de estos flujos para la determinación del nivel de intercambio entre occidente y el centro de carga. No se espera límites de intercambio entre occidente y el centro de carga durante el periodo seco, debido a que en el centro de carga se despachan centrales térmicas debido al periodo estival y bajos aportes hídricos para la generación hidroeléctrica al occidente. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Seca 2016 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Página No. 145 Noviembre de 2014

146 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Posterior a la evaluación de las 47 contingencias, se confirma la solución a los flujos de potencia mediante el método de gobernadores a todas ellas. No se presentan violaciones a los criterios de Página No. 146 Noviembre de 2014

147 seguridad operativa para las contingencias evaluadas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable Época Seca en Demanda Media Despacho de Generación Durante el periodo de la demanda media, se desplazan las Centrales de Fortuna, El Giral, El Giral II, Cativá y se disminuye generación en la Central Térmica Panam. Las demás centrales despachadas en el periodo de máxima demanda, se encuentran en línea durante el periodo de media. Debemos recordar que debido a que las Centrales de BLM Ciclo Combinado y Termocolón Ciclo Combinado, se han despachado durante el periodo de máxima demanda, las mismas permanecerán despachadas durante el período de demanda media, debido a restricciones operativas. Las centrales eólicas permanecen en el despacho inyectando el 70% de su capacidad instalada y las centrales solares aportan el 50% de su capacidad instalada por tratarse de un periodo de demanda media. Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Generación Obligada Al igual que el periodo de máxima demanda, no se espera generación obligada durante el periodo de demanda media ya que el sistema opera sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad. Intercambios Durante el periodo de media demanda el intercambio esperado entre occidente y el centro de carga es de 456 MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde la Subestación Veladero y Barro Blanco. Página No. 147 Noviembre de 2014

148 No se esperan límites de intercambio de energía entre el occidente del sistema y el centro de carga para el periodo de demanda media. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias señalado en la sección anterior. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias por medio de solución mediante gobernadores. No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema Época Seca en Demanda Mínima Despacho de Generación Respecto al caso en demanda media, se desplaza generación de las Centrales Panam, las unidades G6, G7, G8, G9 y G10 de Miraflores y Pacora. Es importante señalar que se mantiene en el despacho de generación la central térmica de BLM Carbón, BLM Ciclo Combinado y Termocolón Ciclo combinado, ya que durante el periodo de máxima demanda han sido requeridos y debido a restricciones operativas 22 no es posible sacar de operación estas centrales para el periodo de mínima demanda. Como consecuencia de esto, se ha disminuido generación hidroeléctrica de pasada hasta cubrir la demanda. 22 Como por ejemplo el tiempo de encendido de la caldera de carbón. Página No. 148 Noviembre de 2014

149 Las centrales de generación solar se encuentran fuera de línea debido a que durante el periodo de mínima demanda no se cuenta con radiación solar para la generación de energía, y éstas no cuentan con bancos de almacenadores de energía. Las centrales eólicas permanecen en el despacho entregando el 70% de su capacidad instalada. Generación Obligada Durante el periodo de mínima demanda de la época seca no se espera generación obligada. Bajo el despacho descrito, el sistema cumple con los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores) sin violaciones a los mismos. Intercambios Durante el periodo de demanda mínima el intercambio esperado entre occidente y el centro de carga es de 273 MW aproximadamente. Este intercambio es medido tomando como punto de referencia los flujos de potencia que ingresan a la Subestación Llano Sánchez por medio de las líneas provenientes desde las Subestaciones de Veladero y Barro Blanco. No se espera limitaciones de intercambio entre occidente y centro de carga durante el periodo de mínima demanda de época seca. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias mostrado con anterioridad. Página No. 149 Noviembre de 2014

150 Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias por medio de solución mediante gobernadores. No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-2 del presente documento Época Lluviosa en Demanda Máxima Despacho de Generación Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada al 95% de su capacidad instalada, simulando el periodo lluvioso. Con ello se despacha efectivamente 1, MW en generación hidroeléctrica de pasada, lo cual corresponde al 76.5% de la demanda nacional para el periodo (1, MW). Como podemos observar, con el ingreso de la tercera línea de transmisión y la compensación reactiva en bancos de capacitores y SVC, más de ¾ partes de la demanda se cubre a partir de generación hidroeléctrica de pasada en el occidente del SIN, sometiendo al sistema de transmisión a una condición de carga muy elevada. Siguiendo el orden de mérito establecido para el periodo, se despachan las centrales eólicas al 25% de su capacidad instalada. Esta generación se considera en el centro de carga por localizarse geográficamente relativamente más cerca de la ciudad de Panamá que la generación hidroeléctrica de pasada. Esta generación corresponde al 5.1% de la demanda nacional. Las centrales solares se despachan al 30% de su capacidad, lo que corresponde a 20.7 MW o 1.25% de la demanda nacional y la Central de Biogás de Cerro Patacón despacha 9.5 MW (0.58% de la demanda nacional). Al analizar la configuración del despacho de generación mencionado hasta el momento, notamos que 1, MW se producen a partir de fuentes renovables, lo cual corresponde al 83.45% de la demanda esperada para este periodo. De acuerdo al orden de mérito ingresa la central de carbón de BLM (114 MW) la cual es la única generación térmica despachada en el centro de carga. Finalmente se despacha la Central Fortuna con tres (3) unidades a 83 MW cada una, cubriendo de manera completa la demanda. La Central Bayano no es llamada a despacho ya que la demanda queda cubierta antes de llegar al orden de mérito de esta central. Es necesario mencionar que para lograr el despacho de generación descrito, se ha requerido de 798 MVAr de compensación reactiva, repartida a lo largo del sistema de transmisión. A continuación se resume el despacho reactivo requerido en el escenario. Página No. 150 Noviembre de 2014

151 Lo anterior es consecuencia directa de abastecer el 76% la demanda desde lejanos centros de generación (al occidente del sistema) para cumplir el despacho económico establecido. De no contar con la compensación reactiva en el escenario, no sería posible cumplir con el despacho económico, requiriendo el despacho de generación obligada para operar de manera segura el sistema (cumpliendo los criterios de seguridad y calidad). Generación Obligada Debido a que para la fecha se contará con los refuerzos requeridos para operar de manera segura el sistema (optimizando los recursos para la generación de energía), no se espera generación obligada durante el periodo de máxima demanda de época lluviosa del año La tercera línea de transmisión y la compensación reactiva en bancos y SVC, permiten eliminar las restricciones de transmisión reportadas para los periodos lluviosos de los años 2014 y La tercera línea aumenta la capacidad de transmisión, la compensación reactiva en bancos de capacitores brinda el soporte para transmitir las grandes cantidades de energía sin caer en violaciones al criterio de calidad, ya que mantiene un perfil de voltajes adecuado sobre el troncal de transmisión y los SVC brindan estabilidad dinámica en caso de contingencias sobre el sistema (N-1). Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Máxima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) 2.10 Total Despachado (MVAr) = Se presenta el nivel de intercambio esperado para el periodo lluvioso del año 2016 con el SIN operando en máxima demanda. Página No. 151 Noviembre de 2014

152 Se incrementa el intercambio entre occidente y el centro de carga a 1, MW medidos en la entrada de la Subestación de Llano Sánchez, por las líneas de transmisión provenientes desde las Subestaciones de Veladero y Barro Blanco. Es un aumento sustancial en los niveles de intercambios en el SIN. Esto se debe al ingreso de los refuerzos esperados para el periodo lluvioso de 2016, como lo son la tercera línea de transmisión y la compensación reactiva requerida para elevar la reserva reactiva del sistema. A continuación se muestra la configuración del sistema troncal de transmisión con sus flujos de potencia esperados para cada circuito, mostrando porcentajes de cargabilidad respecto a su capacidad térmica en operación normal. Página No. 152 Noviembre de 2014

153 Página No. 153 Noviembre de 2014

154 Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2016 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Contingencias Únicas de Transmisión - Época Lluviosa 2016 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-PAC) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-CHO) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (LSA-CHO) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-BRNGA) C B (COC-BRNGA) C C (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C30 Página No. 154 Noviembre de 2014

155 (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C51 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Del análisis de contingencias realizado se encuentra que con la ocurrencia de la C49, disparo del circuito Panamá Cáceres (línea aérea), se tiene una sobrecarga de 118% en su circuito paralelo (subterráneo), respecto a su límite térmico en emergencia (178 MVA). Esta condición se repite para el circuito , si el circuito subterráneo es el que dispara. La causa de esta sobrecarga en condición de contingencia, es el crecimiento concentrado de la demanda sobre el nodo de Panamá 115 kv. No obstante a la violación reportada al criterio de cargabilidad, las expansiones en las redes de distribución apuntan a una descentralización de la demanda del nodo de Panamá 115 kv, repartiendo parte de esta concentración hacia la nueva Subestación Panamá III de ETESA, a ingresar en operación durante el año 2017, con lo cual la condición operativa reportada quedará subsanada Los resultados de los estudios de flujos de potencia para el año 2017, con la subestación Panamá III en operación y alimentando las subestaciones de EDEMET Bella Vista y La Floresta, muestran que se distribuyen de mejor forma los flujos de potencia sobre las redes de 115 kv en la ciudad capital. ETESA se encuentra gestionando la coordinación con EDEMET y Página No. 155 Noviembre de 2014

156 Es importante señalar que se logra solución a todas las contingencias simuladas, por medio del método de gobernadores. Esto es debido a la acción de estabilidad dinámica que brindan los SVC localizados en las Subestaciones de Llano Sánchez y Panamá II. Para la contingencia más crítica simulada, la C7 (disparo de la caldera de carbón en BLM) el SVC de Llano Sánchez despacha +93 MVAr y el SVC en Panamá II despacha +75 MVAr. Este resultado nos informa sobre el desbalance causado por perder la única central de generación despachada en el centro de carga y abastecer la demanda de manera completa a partir de importaciones desde occidente. También se resalta la importancia de contar con estos elementos en el sistema, y que sin ellos el sistema requeriría de generación obligada para evitar el colapso de tensión en caso de la ocurrencia de la C Época Lluviosa en Demanda Media Despacho de Generación Respecto al escenario de máxima demanda se desplaza del despacho de generación la Central Fortuna y se disminuye generación hidroeléctrica de pasada. Esta diminución de generación hidroeléctrica de pasada es requerida por demanda, ya que la capacidad de generación de este tipo de centrales supera en creces la demanda esperada para el periodo (1, MW). La central térmica de BLM Carbón permanece en el despacho ya que durante el periodo de máxima demanda ha sido despachada. En cuanto a la generación renovable no convencional, la central de Biogás de Cerro Patacón permanece despachada al 95% de su capacidad instalada, las solares disminuyen su aporte al 10% de su capacidad instalada y las centrales eólicas permanecen despachando el 25% de su capacidad instalada. Bajo el despacho descrito, la demanda queda cubierta de la siguiente forma: 82% por generación hidroeléctrica de pasada, 5.62% por eólica, 0.46% por solar, 0.63% por biogás, 7.59% por carbón y 3.7% mediante intercambio con la ACP. Respecto al despacho de compensación reactiva, a pesar de tratarse de un escenario en demanda media aún se requiere de aproximadamente 466 MVAr de reactivo, debido a los elevados niveles de intercambio que se mantienen alimentando el centro de carga. A continuación se resume el despacho simulado. ENSA para la migración de carga hacia la nueva subestación alimentadora Panamá III. Página No. 156 Noviembre de 2014

157 Bajo el despacho descrito no se presentan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Por lo tanto el sistema opera de manera confiable. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época lluviosa del año Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Media Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) 5.90 Total Despachado (MVAr) = Se presenta el nivel de intercambio esperado entre occidente y el centro de carga para el periodo lluvioso con el sistema en demanda media. Se esperan 1,038.9 MW de intercambio entre el occidente y el centro de carga. Se trata de un nivel de intercambio muy elevado tomando en consideración que la demanda para el periodo de media es de 1, MW. Análisis de Contingencias (N-1) Página No. 157 Noviembre de 2014

158 Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 51 contingencias simuladas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable cumpliendo los criterios de seguridad operativa. La condición de sobrecarga sobre la línea Panamá Cáceres en caso de contingencia de alguno de los circuitos que la componen desaparece con la disminución de la demanda. Respecto a la contingencia más crítica la C7, al ser simulada se observa que el SVC en Llano Sánchez despacha +70 MVAr y el SVC en Panamá II 74 MVAr, indicativo de que esta contingencia requiere de la regulación de los SVC independientemente del periodo de demanda en la que ocurra. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Lluviosa en Demanda Mínima Despacho de Generación Respecto al escenario de demanda media, salen del despacho las centrales solares al no contar con irradiación solar para la generación de energía. Se disminuye la generación hidroeléctrica de pasada por requerimiento de la demanda, ya que la demanda es muy inferior a la capacidad instalada de este tipo de generación. Las centrales eólicas y la central de biogás se mantienen en el despacho sin modificaciones. La central de carbón de BLM permanece en el despacho por restricciones operativas, ya que ha sido despachada durante la máxima demanda. Haciendo un análisis de la composición del despacho de generación, encontramos que 73.46% de la demanda se cubre a partir de generación hidroeléctrica de pasada al occidente. Es un porcentaje muy elevado y debemos tomar en cuenta que se ha requerido sacar de línea unidades de generación de este tipo de centrales ya que la capacidad instalada es muy superior a la demanda (955.5 MW en mínima). Por lo tanto concluimos que se espera vertimientos para los periodos de demanda mínima y probablemente en la demanda media. El resto de la composición porcentual del despacho de generación, se reparte entre carbón (11.48%), eólica (8.5%), biogás (1%) e intercambios con ACP (5.6%). En cuanto al despacho de potencia reactiva en el sistema de trasmisión, se ha requerido de la activación de bancos de reactores en las Subestaciones de Guasquitas, Changuinola, Veladero, Mata de Nance y Llano Sánchez. Con ello se controla el excedente de reactivo inyectado por las líneas de transmisión, manteniendo el perfil de tensión en la red de 230 kv en valores aceptables según el criterio de calidad. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Página No. 158 Noviembre de 2014

159 Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año La regulación que brindan los SVC permite que el sistema opere en un punto de estabilidad en caso de la C7 (disparo de la caldera de carbón en BLM) la cual es la contingencia más crítica, eliminando la necesidad de generación obligada en el despacho. Intercambios Se presenta el intercambio de potencia esperado para el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año Notamos un intercambio de MW entre occidente y el centro de carga, medidos entrando a la Subestación Llano Sánchez por medio de las tres líneas de transmisión que parten desde la Subestación Veladero. Debemos recordar que la generación hidroeléctrica de pasada al occidente se ha disminuido por requerimiento de demanda. No se esperan límites de intercambios entre occidente y el centro de carga. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 51 contingencias analizadas. Esto es a causa de la regulación que brindan los SVC. Página No. 159 Noviembre de 2014

160 No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa, por lo tanto el SIN opera de manera confiable. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-2 del presente documento RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Se realiza un estudio de estabilidad dinámica al caso base con el objetivo de evaluar el desempeño del sistema ante contingencias que causen desbalances entre la carga y la generación, o líneas de interconexión que causen un cambio importante en el comportamiento de los flujos de potencia en el sistema de transmisión. El escenario analizado se centrará en el periodo lluvioso con el sistema en máxima demanda, ya que es en este escenario en donde se exige el máximo desempeño al SIN desde el punto de vista de estabilidad y será en donde se podrán localizar limitaciones, en caso de existir. Las variables a monitorear serán las siguientes: Estabilidad angular de las unidades de generación tanto térmicas como hidráulicas. Voltajes en los principales nodos de las redes de 230 kv y 115 kv, pertenecientes al sistema de ETESA. Frecuencia del sistema, medida desde el nodo con mayor concentración de carga. En nuestro caso este nodo será la barra de 115 kv en la Subestación Panamá. Las variables monitoreadas permitirán identificar la estabilidad del sistema ante las contingencias a evaluar. Se simularán tiempos de pre-falla de un (1) segundo y posteriormente se aplicará una falla en el elemento bajo análisis, la cual durará cuatro (4) ciclos. Este tiempo de cuatro ciclos corresponde al tiempo de respuesta de las principales protecciones en el sistema principal de transmisión. Posterior a los 4 ciclos se simulará la apertura del elemento fallado, liberando la falla para lo cual perdurará un tiempo de simulación de 30 segundos. Este tiempo es suficiente para monitorear el desempeño del SIN y confirmar o no, la estabilidad del sistema Contingencias a Evaluar Se presenta un listado con las contingencias dinámicas a ser evaluadas para el presente estudio. Página No. 160 Noviembre de 2014

161 Contingencias Dinámicas Evaluadas - Periodo Lluvioso 2016 Identificador Contingencia Nodos Desbalance (MW) C1 Fortuna - G C3 Estí - G1 y G2 (Línea ) C7 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C (PAN-CHO) (EXPANSIÓN) C A (PAN2-BRNGA) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C A (FOR-ESP) Las contingencias mostradas en el cuadro anterior, representan aquellas que presentaron mayores dificultades durante la elaboración de los estudios de flujos de potencia en régimen permanente Análisis de Resultados Los resultados del estudio de estabilidad dinámica se muestran en el Anexo III-4 del presente documento. Los resultados del estudio muestran que: No existen asincronismos en unidades de generación ante las eventualidades simuladas. Se ha monitoreado el ángulo de rotación de las unidades síncronas despachadas respecto al nodo oscilante del caso, sin mostrar aceleraciones descontroladas. Por lo tanto todas las unidades permanecen en línea posterior a la falla. El perfil de tensión en los principales nodos del sistema se recupera satisfactoriamente posterior a la liberación de la falla, en donde se observan valores dentro del rango permisible por la norma. Por lo tanto se cumple el criterio de calidad y se descarta un colapso de tensión. La frecuencia del sistema se recupera satisfactoriamente antes de los 30 segundos que dura la simulación y se estabiliza dentro de la banda permisible (58.9 Hz < f(t) < 61 Hz). No actúa el esquema de desligue de carga por baja frecuencia (EDCxBF) en ningún caso analizado. Por lo anterior se concluye que el sistema opera de manera estable, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Los resultados para el estudio de cortocircuito se muestran en el Anexo III-3 del presente documento Consideraciones Para el estudio de cortocircuito se simulan fallas trifásicas y fallas de línea a tierra sobre todas las barras que conforman la red de 230 kv y 115 kv de ETESA. Las simulaciones se realizarán únicamente para el periodo de demanda máxima, ya que en este periodo se tienen en línea la mayor cantidad de unidades de generación y por lo tanto los niveles de cortocircuito serán los máximos. Se monitorea la corriente de cortocircuito Isc con el objetivo de comparar ésta contra la capacidad interruptiva de las principales protecciones ubicadas en las subestaciones de ETESA. De esta manera se confirmará la correcta (o deficiente) operación de los interruptores de potencia en el sistema de ETESA. Página No. 161 Noviembre de 2014

162 6.4 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con base al escenario de referencia mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el año Proyectos de Generación Considerados - Año 2017 Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Operación Proyecto MW Tecnología (Subestación) Año Mes ene MMV LPI Térmico - Motores de Bunker Santa Rita ene Bajos de Totuma 5.00 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene La Laguna Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo ene La Palma 3.00 Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez ene Asturias 4.10 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III ene Chuspa 6.65 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III 2017 ene Cuesta de Piedra 4.78 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III mar Telfers Térmico - Ciclo Combinado de Gas Natural Telfers jul Cañazas 5.94 Hidroeléctrico - De Pasada San Bartolo dic Santa Maria Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez dic Río Piedra 9.00 Hidroeléctrico - De Pasada María Chiquita (ENSA) dic FV Chiriquí 9.00 Solar (EDECHI) Total a Ingresar (MW) = 1, El proyecto térmico denominado MMV LPI es el producto de una licitación para la contratación de potencia y energía a centrales térmicas cuyo combustible sean derivados de petróleo de tipo pesado o fuel oil (Bunker). Se ha asumido que el tipo de máquina a utilizarse serán motores a media velocidad y que el nodo de conexión de estas centrales será en la Subestación de Santa Rita a nivel de 115 kv. Con base a su localización geográfica, se ha asumido la conexión de los proyectos hidroeléctricos Bajos de Totuma, Asturias, Chuspa y Cuesta de Piedra en el segundo transformador (T2) de la Subestación Boquerón III a nivel de 34.5 kv. En cuanto al proyecto Asturias, no han informado sobre su intención de conexión al SIN. De igual forma, los proyectos Asturias y Bajos de Totuma, no han entregado estudios eléctricos para su viabilidad de conexión. Por lo tanto, estos agentes deberán confirmar su vigencia y solicitar dicha conexión. Los proyectos hidroeléctricos La Laguna y Cañazas, tienen como nodo de conexión al sistema la Subestación de San Bartolo a nivel de 34.5 kv. Estos proyectos cuentan con viabilidad de conexión. Los proyectos hidroeléctricos La Palma y Santa María 82, localizados en la provincia de Veraguas, no han entregado información a ETESA ni actualizado su estado de gestión. Se ha asumido su conexión en la Subestación de Llano Sánchez, con base a su localización geográfica, sin embargo los agentes deberán confirmar su intención de conexión y entregar los estudios eléctricos para viabilidad de conexión. Del listado de proyectos considerados para el año 2017, resalta la central térmica de ciclo combinado a base de gas natural Telfers, debido a su importante capacidad instalada de 660 MW. Esta central de generación se localizará en la Isla de Telfers en la provincia de Colón y contará con su propia subestación elevadora 230/13.8 kv, donde se conectarán las tres unidades de generación que la componen. Se trata de dos unidades de turbo-gas de 218 MW cada una, a las cuales se les extraerá Página No. 162 Noviembre de 2014

163 los gases de escape por medio de generadores de vapor por recuperación de calor 24 para alimentar una unidad de turbo-vapor con capacidad de 224 MW. La Subestación de Telfers se conectará al resto del Sistema Interconectado Nacional por medio de una línea de transmisión a nivel de 230 kv de 60 km de longitud aproximada, en configuración de dos conductores por fase, con calibre 750 kcmil, tipo ACAR y capacidad de 500 MVA por circuito. Inicialmente la línea contará con tres circuitos de trasmisión, con la posibilidad de adicionar un circuito para un total de 4 circuitos y capacidad térmica total de 2,000 MVA. La central de generación Río Piedra en la costa arriba de la provincia de Colón, se vinculará por medio de la futura Subestación María Chiquita propiedad del distribuidor ENSA. El gestor del proyecto no ha formalizado solicitud de conexión ante ETESA, ni ha entregado información respecto a su gestión de conexión, por lo tanto la información deberá ser confirmada por el agente. Finalmente, el proyecto solar fotovoltaico Chiriquí de la empresa ENEL Green Power, S.A. ha informado sobre su conexión en la red de media tensión del distribuidor EDECHI, conectándose al troncal del circuito que parte de la Subestación Chiriquí (alimentada desde Mata de Nance a nivel de 34.5 kv). Para el año 2017, se espera la adición de MW de generación hidroeléctrica de pasada entre los proyectos mencionados, la cual se adicionará al flujo desde occidente hacia el centro de carga, aumentando la exigencia al sistema de transmisión durante el periodo lluvioso. La adición de la central de gas natural de Telfers (660 MW), brinda la primera adición de generación de gran capacidad sobre el centro de carga en los años futuros a corto plazo, ya que hasta ahora el desarrollo del plantel de generación se ha concentrado sobre el sector occidental del país. En resumen, de cumplirse la generación planificada para el año 2017, se estaría adicionando un total aproximado de 1,049 MW al plantel de generación nacional. La capacidad instalada para este año supera notablemente la demanda pronosticada CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Con base a las recomendaciones del presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, se presentan las obras de transmisión a ejecutarse durante el año Estas obras aparecen en versiones anteriores del Plan de Expansión y se mantienen vigentes en la presente versión. 24 Generadores de Vapor por Recuperación de Calor (Heat Recovery Steam Generator HRSG) Página No. 163 Noviembre de 2014

164 Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Año 2017 Proyecto Nueva subestación transformadora Panamá III (230/115/13.8 kv). Nueva LT Panamá 3 - Telfers en 230 kv. Aumento de capacidad en la línea Guasquitas - Veladero (230-16/17). Reemplazo autotransformador T1 S/E Progreso 230/115/34.5 KV, por uno de igual capacidad (50/50/50 MVA). Reemplazo autotransformador T2 S/E Panamá 230/115 KV, por uno de igual capacidad de 175/175/30 MVA. Fecha enero enero junio diciembre diciembre Se adiciona la nueva Subestación Panamá III (nombre provisional hasta definir el lugar geográfico en donde se localizará esta subestación), con transformación para tensiones de 230/115kV. Contará con dos (2) transformadores reductores con capacidad de 175/175/30 MVA (similares a los de la Subestación Panamá II) y con espacio suficiente para la adición de un patio futuro en 500 kv. Esta subestación seccionará la línea 2 (Guasquitas Panamá II) en el tramo de línea Burunga Panamá II (circuitos A/13A) y la tercera línea de transmisión en el tramo Chorrera Panamá, a 3.13 km de la Subestación Panamá. La Empresa de Transmisión se encuentra en coordinación con las Empresas Distribuidoras de energía, con el objetivo de migrar carga de la Subestación Panamá hacia esta nueva subestación, de manera tal que se descentralice la concentración de carga del nodo de Panamá 115 kv y brindar mayor confiabilidad al sistema. En este sentido, la empresa EDEMET incluye dentro de sus planes de expansión la alimentación de la Subestación La Floresta (Clayton), a nivel de 115 kv desde la Subestación Panamá III y la Subestación Bella Vista, se alimentará por medio de una línea de transmisión en doble circuito a nivel de 230 kv desde esta misma subestación. Por otra parte, se le ha indicado a la empresa ENSA, la disponibilidad de un patio de 115 kv. Entre los proyectos a ingresar durante el año 2017, se tiene la línea de transmisión Telfers Panamá III (60 km aproximadamente), a nivel de 230 kv. Se trata de una línea con torres para cuatro circuitos, iniciando con tres circuitos de dos conductores por fase, calibre 750 ACAR con capacidad de 500 MVA cada uno, para una capacidad global de 1500 MVA. Este proyecto permitirá lograra un futuro anillo a nivel de 230 kv 25, a manera de brindar mayor confiabilidad al sistema principal de transmisión, a la vez que permitirá la adición de importante cantidades de generación en la zona de Colón, vinculando el sistema norte al Centro de Carga en la Provincia de Panamá. Debido a la adición de generación en el sector occidental, se deberá reforzar la línea Guasquitas Veladero (230-16/17), aumentando su capacidad de transmisión a 350 MVA por circuito. Esto permitirá despachar el total de la generación hidroeléctrica adicionada para este año, evitando de esta forma posibles restricciones de transmisión. Para garantizar el suministro de la demanda de manera confiable, se deberá reemplazar el transformador 1 (T1) en la Subestación Progreso y el transformador 2 (T2) en la Subestación de 25 Véase Punto Configuración de la Red de Transmisión para el Año Página No. 164 Noviembre de 2014

165 Panamá, debido a que los mismos estarán cumpliendo su periodo de vida útil. Estos transformadores se reemplazarán por transformadores de similares características y capacidad CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión, deberá coordinar con las Empresas Distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado con los agentes distribuidores sobre la sobras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el año Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa Expansión La Floresta - Panamá III EDEMET 2017 Expansión Bella Vista - Panamá III (segunda etapa) EDEMET Nueva Línea Llano Sánchez Pocri en 115kV. EDEMET La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: La expansión La Floresta Panamá III, será en cambio de conexión de la Subestación La Floresta hacia Panamá III en 115 kv, mediante un doble circuito. Esto permitirá liberar el circuito (Miraflores Cáceres) de la ACP, quedando en su actual configuración. La segunda etapa de la Subestación Bella Vista se contará con dos transformadores de 175MVA 230/115 kv, los cuales elevarán la tensión de la subestación para la conexión de un respaldo en doble circuito a nivel de 230 kv desde la Subestación Panamá III. Nueva línea Llano Sánchez Pocrí de aproximadamente 20 kms en 115kV, circuito sencillo con conductor 636 ACSR. Las empresas de distribución Elektra Noreste, S.A. (ENSA) y Distribución Eléctrica Chiriquí (EDECHI) no reportaron expansiones para el periodo del año PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW) a considerarse en las simulaciones de los estudios eléctricos, para los escenarios del año Demanda Modelada - Año 2017 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 1, (-) Media 1, (-) Mínima 1, (-) Página No. 165 Noviembre de 2014

166 Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, de acuerdo al Artículo 119 del Reglamento de Transmisión, las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión tienen la obligación de mantener los siguientes "valores tolerados" del factor de potencia: Horas de valle nocturno (Dmín) = 0.90(-) a 0.98(-). Resto del día (Dmax y Dmed) = 0.97(-) a 1.00 (-) En los escenarios del Plan de Expansión se asumirá que, durante el periodo de demanda máxima y media, el factor de potencia será de 0.97 por ser el escenario más exigente desde el punto de vista de transmisión. Durante el periodo de demanda mínima se asumirá RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año 2017 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo seco del año Esquema de Generación para la Época Seca 2017 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Página No. 166 Noviembre de 2014

167 Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B Cerro Patacón (Biogás) CEP BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Telfers TELG1 - TELG2 - TELG Página No. 167 Noviembre de 2014

168 Turbina de Gas en Ciclo Abierto TELG1 - TELG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Fortuna FORG1-FORG2-FORG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Termocolón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG BLM Ciclo BLMG5-BLMG6-BLMG8-BLMG Chitré CHI4.16A Capira CAPG9-CAP4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE. Enero, febrero y marzo como meses modelo. Durante el periodo seco BLM Carbón, está compuesto por 3 unidades de vapor (G2, G3 y G4), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. A continuación el listado de mérito para las unidades de generación, durante el periodo lluvioso del año 2017: Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2017 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Página No. 168 Noviembre de 2014

169 Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Página No. 169 Noviembre de 2014

170 Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí -ENEL) SJU Cerro Patacón (Biogás) CEP Fortuna FORG1-FORG2-FORG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Telfers TELG1 - TELG2 - TELG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Turbina de Gas en Ciclo Abierto TELG1 - TELG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Termocolón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG Capira CAPG9-CAP4.16A Chitré CHI4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE. Agosto, septiembre y octubre como meses modelo. Página No. 170 Noviembre de 2014

171 Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón Época Seca en Demanda Máxima Despacho de Generación Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada al mínimo permisible, buscando modelar la temporada seca. En conjunto, todas las centrales hidroeléctricas de pasada despachan MW (36.9% de la demanda nacional). Las centrales eólicas despachan el 70% de su capacidad instalada por ser un periodo de mayor aporte eólico. En conjunto todas las centrales eólicas aportan MW (12.96% de la demanda). Por su parte las centrales solares despachan el 70% de su capacidad instalada tomando en cuenta que el periodo de máxima demanda en estación seca cuenta con muy buen aporte de irradiación solar para la generación de energía. En conjunto todas las centrales solares cubren 48.3 MW (2.65%) de la demanda. Finalizando el bloque base de generación a costo cero, se tiene el despacho de la central térmica de biogás Cerro Patacón con 9.5 MW (0.52% de la demanda nacional). Si sumamos todo el aporte de la generación a base de fuentes renovables, se tiene que se generan MW (53.03% de la demanda nacional). Siguiendo el orden de mérito, se despacha la central de carbón de BLM con tres (3) unidades a 33 MW cada una, la central de ciclo combinado de gas natural Telfers despacha 627 MW en configuración 2+1 (2X X213 MW), esto representa 34.39% de la demanda nacional y finalmente la demanda queda cubierta con las unidades G9, G10, G7 y G8 de Miraflores. Los embalses de Bayano y Fortuna no son llamados a despacho debido a que se encuentran en un orden de mérito superior al marginal. Es importante hacer notar que no se presenta generación obligada en el escenario. Debido al despacho de generación térmica en el centro de carga y el bajo aporte de las centrales hidroeléctricas de pasada, no se requiere del despacho total de los bancos capacitivos disponibles. De manera adicional, se observa que los SVC no aportan reactivo al sistema, lo cual nos indica que el sistema cuenta con suficientes reservas reactivas en su operación. No se presentan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda máxima de época seca del año Intercambios Página No. 171 Noviembre de 2014

172 Durante el periodo de demanda máxima de época seca, se espera un intercambio de MW entre el occidente y el centro de carga. La medición de los intercambios mostrados, se toman como referencia a la entrada de la Subestación de Llano Sánchez, sumando los flujos de potencia de los tres corredores de transmisión que llegas desde la Subestación de Veladero. No se tiene límites en los niveles de intercambios esperados para este periodo. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello, se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Seca 2017 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Página No. 172 Noviembre de 2014

173 Contingencias Únicas de Transmisión - Época Seca 2017 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-PAC) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-LSA) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C50 Página No. 173 Noviembre de 2014

174 115-4A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PAN3) (EXPANSIÓN) C57 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Al evaluar las 57 contingencias encontramos la divergencia de la contingencia 9 (ciclo 1+1, Telfers). Si bien en el escenario que se analiza el ciclo combinado de Telfers no se despacha en configuración 1+1, es necesario advertir que esta es la contingencia más severa que podría suceder en los escenarios futuros, ya que con su suceso se desvinculan montos superiores a los 300 MW de potencia, causando un severo desbalance entre la carga y la generación. Esto puede causar el colapso del SIN, debido a la inestabilidad ocasionada. Debido a los grandes montos de potencia que se desvinculan por esta contingencia, se activarían los diversos esquemas de control suplementarios para evitar el colapso del SIN ante esta condición. El resto de las contingencias simuladas convergen mediante el método de gobernadores, sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Seca en Demanda Media Despacho de Generación Respecto al escenario de demanda máxima, se desplazan del despacho de generación las unidades de generación G8, G7, G10 y G9 de Miraflores y se disminuye generación al ciclo combinado de Telfers, el cual queda en configuración 1+1 entregando 477 MW (3X159 MW). La generación hidroeléctrica de pasada, eólica y de biogás, permanecen sin cambios respecto al escenario de demanda máxima. La generación solar se disminuye al 50% de su capacidad instalada. La central de carbón de BLM permanece en el despacho, ya que se ha requerido durante el periodo de máxima. Realizando un análisis a la composición del despacho de generación, se observa que la generación hidroeléctrica de pasada representa el 43.34%, la generación a base de Gas Natural (Telfers) representa el 30.54%, la energía eólica 15.13%, térmicas a base de carbón 6.34% y el resto se distribuye en generación solar, de biogás e intercambios con la ACP. Página No. 174 Noviembre de 2014

175 No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa, por lo tanto el SIN opera de manera confiable. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época seca del año Intercambios Durante el periodo de demanda media se espera un intercambio aproximado de 540 MW entre el occidente y el centro de carga. No se esperan límites para los intercambios durante el periodo de demanda media. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias señalado en la sección anterior. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias (57 contingencias modeladas),por medio de solución mediante gobernadores. Es necesario recordar la condición de inestabilidad que podría acontecer en el sistema, a causa del disparo de las unidades generadoras de la central de gas natural Telfers. No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema Época Seca en Demanda Mínima Despacho de Generación Página No. 175 Noviembre de 2014

176 Respecto al escenario de demanda media se disminuye generación al ciclo combinado de Telfers, quedando en configuración 1+1, asumiendo que los costos de generación entre los esquemas 2+1 y 1+1 no tendrán diferencias sustanciales y que es posible cambiar la configuración de este ciclo en un tiempo relativamente corto, al estar conformado por unidades generadoras acopladas a turbinas de gas. Al igual que para los ciclos combinados de Termocolón y BLM, se asumirá que a causa de restricciones operativas no es posible desplazar del despacho a esta central de generación durante la mínima demanda, si ésta ha sido despachada durante la demanda máxima. La central de carbón en BLM permanece en el despacho debido a que se ha requerido durante la demanda máxima y por restricciones operativas no es posible desplazarla del despacho. La central de Cerro Patacón se mantiene a plena capacidad y las centrales solares no aportan energía al sistema, ya que durante la demanda mínima no cuentan con recursos (irradiación solar) para la generación de energía. Las centrales eólicas se mantienen en operación al 70% de su capacidad instalada. Debido a requerimientos del sistema por demanda, se ha tenido que mermar la generación de las centrales hidroeléctricas de pasada ya que la capacidad instalada es muy superior a la demanda esperada para la fecha, a pesar de no contar con recursos hídricos para la generación de energía. El sistema cumple con los criterios de calidad y seguridad operativa bajo el despacho de generación descrito. Generación Obligada No se espera el despacho de generación obligada durante la demanda mínima del periodo seco del año Intercambios Se espera un intercambio de aproximadamente 268 MW, entre el occidente del SIN y el centro de carga en el extremo oriental. Página No. 176 Noviembre de 2014

177 Los intercambios son medidos en la entrada de la Subestación Llano Sánchez, sumando los flujos de potencia de las tres líneas de transmisión que provienen desde la Subestación de Veladero. El nivel de intercambio mostrado no tiene limitaciones y se encuentra afectado por el despacho de las centrales de carbón en BLM y el ciclo combinado de gas natural Telfers en el oriente del sistema. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base, con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias mostrado con anterioridad. Se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias evaluadas exceptuando la C9 (disparo del ciclo de Telfers en 1+1). Esta contingencia representa la pérdida de 313 MW cuando el sistema tiene una demanda de 1,031.8 MW, lo que representa el 30% de la demanda. Lo anterior informa sobre una condición operativa preocupante, ya que la entrada del ciclo combinado requiere de Esquemas de Control Suplementarios que desvinculen al menos 300 MW de carga en caso del disparo de una unidad de turbo-gas, cuando la central se encuentre en configuración de 1+1. El resto de las contingencias evaluadas convergen por medio de la acción de los gobernadores de las unidades despachadas en el escenario (regulación primaria), sin violaciones a los criterios de seguridad operativa. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-2 del presente documento Época Lluviosa en Demanda Máxima Despacho de Generación Página No. 177 Noviembre de 2014

178 Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada al 95% de su capacidad instalada, simulando el periodo lluvioso. Con ello se despacha efectivamente 1, MW en generación hidroeléctrica de pasada, lo cual corresponde al 68.35% de la generación efectiva del escenario. Se observa que se mantiene un alto porcentaje de abastecimiento de la demanda a partir de la generación hidroeléctrica de pasada. Siguiendo el orden de mérito establecido para el periodo, se despachan las centrales eólicas al 25% de su capacidad instalada. Con ello se despacha efectivamente MW que corresponde a 4.36% de la generación. Las centrales solares se despachan al 30% de su capacidad, lo que corresponde a 23.4 MW o 1.21% de la generación global y la central de Biogás de Cerro Patacón despacha 9.5 MW (corresponde a 0.49%). Al analizar la configuración del despacho de generación mencionado hasta el momento, notamos que 1, MW se producen a partir de fuentes renovables, lo cual corresponde al 74% del despacho de generación requerido para cubrir la demanda. En cumplimiento al orden de mérito establecido, la Central Fortuna se despacha a plena capacidad con tres (3) unidades a 95 MW cada una. Con ello se entrega el máximo disponible al occidente del sistema. Sumando la generación hidroeléctrica de pasada, la generación solar y la generación de la Central Fortuna, se tiene que 1,621 MW son despachados desde el extremo occidental del sistema. Se despacha la central térmica de carbón en BLM con cuatro (4) unidades, entregando un total de 114 MW en esta central. Debido a que la demanda casi queda cubierta en su totalidad, no se despacha la Central Térmica de Telfers (que se despacha a grandes montos de potencia) y en su lugar ingresa la Central Hidroeléctrica de Bayano con una unidad al mínimo permisible (40 MW). Con ello la demanda queda cubierta. Es necesario mencionar que para lograr el despacho de generación descrito, se ha requerido de 787MVAr de compensación reactiva, repartida a lo largo del sistema de transmisión. A continuación se resume el despacho reactivo requerido en el escenario. Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Máxima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Llano Sánchez 230 kv (SVC) 2.80 Panamá II 230 kv (SVC) 4.50 Total Despachado (MVAr) = Lo anterior es consecuencia directa de abastecer casi en su totalidad la demanda desde lejanos centros de generación (al occidente del sistema), para cumplir el despacho económico establecido. De no Página No. 178 Noviembre de 2014

179 contar con la compensación reactiva en el escenario, no sería posible cumplir con el despacho económico, requiriendo el despacho de generación obligada para operar de manera segura el sistema (cumpliendo los criterios de seguridad y calidad). Generación Obligada Debido a que para la fecha se contará con los refuerzos requeridos para operar de manera segura el sistema (optimizando los recursos para la generación de energía), no se espera generación obligada durante el periodo de máxima demanda de época lluviosa del año Intercambios Se presenta el nivel de intercambio esperado para el periodo lluvioso del año 2017 con el SIN operando en máxima demanda. Es importante resaltar el hecho de que el refuerzo Aumento de la capacidad de transmisión del circuito Guasquitas Veladero (230-16/17) permite cumplir con el despacho económico e incrementar los niveles de intercambio. De no contar con el refuerzo, se deberá mermar la generación al occidente para no operar la línea a cargas superiores del 100% en operación normal. Se incrementa el intercambio entre occidente y el centro de carga a 1, MW medidos en la entrada de la Subestación de Llano Sánchez, por las líneas de transmisión provenientes desde las Subestaciones de Veladero, San Bartolo y Barro Blanco. Los niveles de intercambios son muy elevados considerando que el pronóstico de la demanda para el periodo es de 1, MW. Es decir que el centro de carga importa desde el occidente la mayoría de la generación. Página No. 179 Noviembre de 2014

180 A continuación se muestra la configuración del sistema troncal de transmisión con sus flujos de potencia esperados para cada circuito, mostrando porcentajes de cargabilidad respecto a su capacidad térmica en operación normal. Página No. 180 Noviembre de 2014

181 Página No. 181 Noviembre de 2014

182 Se observan altos porcentajes de carga sobre tramos de la línea 1 (Mata de Nance Panamá), llegando a valores porcentuales de 86% respecto a su capacidad nominal (sobre el tramo Llano Sánchez El Higo). De manera similar, se observan altos porcentajes de carga para tramos de la línea 2 (Guasquitas Panamá II), llegando a valores de 84% respecto a su capacidad nominal par los tramos de Veladero Llano Sánchez y El Coco Burunga. Esto es un indicador de que a pesar de contar con la tercera línea en operación, el sistema requiere de una expansión adicional (o cuarta línea) para disminuir la carga térmica de los corredores que vinculan el occidente con el centro de carga. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al Sistema de Transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2017 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Lluviosa 2017 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-PAC) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C17 Página No. 182 Noviembre de 2014

183 230-3B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-LSA) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PAN3) (EXPANSIÓN) C57 Página No. 183 Noviembre de 2014

184 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Se logra solución a los flujos de potencia a las 57 contingencias simuladas, sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Por lo tanto, el SIN opera de manera confiable. Es importante señalar el hecho que con la descentralización de carga en la Subestación de Panamá, migrando carga hacia la nueva Subestación Panamá III, se elimina la condición de sobrecarga reportada sobre el circuito Panamá Cáceres (115-12/37) en condiciones de contingencia. Para la contingencia más crítica simulada, la C7 (disparo de la caldera de carbón en BLM) el SVC de Llano Sánchez despacha +73Mvar y el SVC en Panamá II despacha +43MVAr. Este resultado nos informa sobre la importancia de contar con estos elementos en el sistema, y que sin ellos el sistema requeriría de generación obligada para evitar el colapso de tensión en caso de la ocurrencia de la C Época Lluviosa en Demanda Media Despacho de Generación Respecto al escenario de máxima demanda se desplaza del despacho de generación la Central Bayano, Fortuna y se disminuye generación hidroeléctrica de pasada. Esta diminución de generación hidroeléctrica de pasada es requerida por demanda, ya que la capacidad de generación de este tipo de centrales supera la demanda esperada para el periodo (1, MW). La central térmica de BLM Carbón permanece en línea ya que durante el periodo de máxima demanda ha sido despachada. En cuanto a la generación renovable no convencional, la central de Biogás de Cerro Patacón permanece despachada al 95% de su capacidad instalada, las solares disminuyen su aporte al 10% de su capacidad instalada y las centrales eólicas permanecen despachando el 25% de su capacidad instalada. Bajo el despacho descrito, la demanda queda cubierta de la siguiente forma: 83% por generación hidroeléctrica de pasada, 5.20% por eólica, 0.48% por solar, 0.58% por Biogás, 7.02% por carbón y 3.42% mediante intercambio con la ACP. Respecto al despacho de compensación reactiva, a pesar de tratarse de un escenario en demanda media aún se requiere de aproximadamente MVAr de reactivo, debido a los elevados niveles Página No. 184 Noviembre de 2014

185 de intercambio que se mantienen alimentando el centro de carga. A continuación se resume el despacho simulado. Bajo el despacho descrito no se presentan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Por lo tanto el sistema opera de manera confiable. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época lluviosa del año Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Media Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Se presenta el nivel de intercambio esperado entre occidente y centro de carga para el periodo lluvioso con el sistema en demanda media. Página No. 185 Noviembre de 2014

186 Se esperan 1, MW de intercambio entre el occidente y el centro de carga. Se trata de un nivel de intercambio muy elevado tomando en consideración que la demanda para el periodo de media es de 1, MW. Es decir que se alimenta aproximadamente el 73% de la demanda nacional a partir de generación desde el occidente. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 57 contingencias simuladas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable cumpliendo los criterios de seguridad operativa. Respecto a la contingencia más critica la C7, al ser simulada se observa que el SVC en Llano Sánchez despacha +55 MVAr y el SVC en Panamá II 26MVAr, indicativo de que esta contingencia requiere de la regulación de los SVC independientemente del periodo de demanda en la que ocurra. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Lluviosa en Demanda Mínima Despacho de Generación Página No. 186 Noviembre de 2014

187 Respecto al escenario de demanda media, salen del despacho las centrales solares al no contar con irradiación solar para la generación de energía. Se disminuye la generación hidroeléctrica de pasada por requerimiento de la demanda, ya que la demanda es muy inferior a la capacidad instalada de este tipo de generación. Las centrales eólicas y la central de biogás se mantienen en el despacho sin modificaciones. La central de carbón de BLM permanece en el despacho por restricciones operativas, ya que ha sido despachada durante la demanda máxima. Haciendo un análisis de la composición del despacho de generación, encontramos que 75.46% de la demanda se cubre a partir de generación hidroeléctrica de pasada al occidente. Es un porcentaje muy elevado y debemos tomar en cuenta que se ha requerido sacar de línea unidades de generación de este tipo de centrales ya que la capacidad instalada es muy superior a la demanda (1,031.8 MW en mínima). Por lo tanto concluimos que se espera vertimientos para los periodos de demanda mínima y probablemente en la demanda media. El resto de la composición porcentual del despacho de generación, se reparte entre carbón (10.62%), eólica (7.86%), biogás (0.88%) e intercambios con ACP (5.18%). En cuanto al despacho de potencia reactiva en el Sistema de Transmisión, se ha requerido de la activación de bancos de reactores en las Subestaciones de Guasquitas, Changuinola, Veladero, Mata de Nance y Llano Sánchez. Con ello se controla el excedente de reactivo inyectado por las líneas de transmisión, manteniendo el perfil de tensión en la red de 230 Kv en valores aceptables según el criterio de calidad. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año La regulación que brindan los SVC permite que el sistema opere en un punto de estabilidad en caso de la C7 (disparo de la caldera de carbón en BLM) la cual es la contingencia más crítica, eliminando la necesidad de generación obligada en el despacho. Intercambios Se presenta el intercambio de potencia esperado para el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año Página No. 187 Noviembre de 2014

188 Notamos un intercambio de MW entre occidente y el centro de carga, medidos entrando a la Subestación Llano Sánchez, por medio de las tres líneas de transmisión que parten desde la Subestación Veladero. Debemos recordar que la generación hidroeléctrica de pasada al occidente se ha disminuido por requerimiento de demanda. No se esperan límites de intercambios entre occidente y el centro de carga. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 57 contingencias analizadas. Esto es a causa de la regulación que brindan los SVC. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa, por lo tanto el SIN opera de manera confiable. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-2 del presente documento RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Página No. 188 Noviembre de 2014

189 Consideraciones Se realiza un estudio de estabilidad dinámica al caso base con el objetivo de evaluar el desempeño del sistema ante contingencias que causen desbalances entre la carga y la generación, o líneas de interconexión que causen un cambio importante en el comportamiento de los flujos de potencia en el Sistema de Transmisión. El escenario analizado se centrará en el periodo lluvioso con el sistema en máxima demanda, ya que es en este escenario en donde se exige el máximo desempeño al SIN desde el punto de vista de estabilidad y será en donde se podrán localizar limitaciones, en caso de existir. Las variables a monitorear serán las siguientes: Estabilidad angular de las unidades de generación tanto térmicas como hidráulicas. Voltajes en los principales nodos de las redes de 230 kv y 115 kv, pertenecientes al sistema de ETESA. Frecuencia del sistema, medida desde el nodo con mayor concentración de carga. En nuestro caso este nodo será la barra de 115 kv en la Subestación Panamá. Las variables monitoreadas permitirán identificar la estabilidad del sistema ante las contingencias a evaluar. Se simularán tiempos de pre-falla de un (1) segundo y posteriormente se aplicará una falla en el elemento bajo análisis, la cual durará cuatro (4) ciclos. Este tiempo de cuatro ciclos corresponde al tiempo de respuesta de las principales protecciones en el Sistema Principal de Transmisión. Posterior a los 4 ciclos se simulará la apertura del elemento fallado, liberando la falla para lo cual perdurará un tiempo de simulación de 30 segundos. Este tiempo es suficiente para monitorear el desempeño del SIN y confirmar o no, la estabilidad del sistema Contingencias a Evaluar Se presenta un listado con las contingencias dinámicas a ser evaluadas para el presente estudio. Contingencias Dinámicas Evaluadas - Periodo Lluvioso 2017 Identificador Contingencia Nodos Desbalance (MW) C1 Fortuna - G C6 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C7 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C C (PAN-PAN2) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) Página No. 189 Noviembre de 2014

190 Las contingencias mostradas en el cuadro anterior, representan aquellas contingencias que presentaron mayores dificultades durante la elaboración de los estudios de flujos de potencia en régimen permanente Análisis de Resultados Los resultados del estudio de estabilidad dinámica se muestran en el Anexo III-4 del presente documento. Los resultados del estudio muestran que: No existen asincronismos en unidades de generación ante las eventualidades simuladas. Se ha monitoreado el ángulo de rotación de las unidades síncronas despachadas respecto al nodo oscilante del caso, sin mostrar aceleraciones descontroladas. Por lo tanto todas las unidades permanecen en línea posterior a la falla. El perfil de tensión en los principales nodos del sistema se recupera satisfactoriamente posterior a la liberación de la falla, en donde se observan valores dentro del rango permisible por la norma. Por lo tanto se cumple el criterio de calidad y se descarta un colapso de tensión. La frecuencia del sistema se recupera satisfactoriamente antes de los 30 segundos que dura la simulación y se estabiliza dentro de la banda permisible (58.9 Hz <f(t) < 61 Hz). No actúa el esquema de desligue de carga por baja frecuencia (EDCxBF) en ningún caso analizado. Por lo anterior se concluye que el sistema opera de manera estable, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Los resultados para el estudio de cortocircuito se muestran en el Anexo III-3 del presente documento Consideraciones Para el estudio de cortocircuito se simulan fallas trifásicas y fallas de línea a tierra sobre todas las barras que conforman la red de 230 kv y 115 kv de ETESA. Las simulaciones se realizarán únicamente para el periodo de demanda máxima, ya que en este periodo se tienen en línea la mayor cantidad de unidades de generación y por lo tanto los niveles de cortocircuito serán los máximos. Se monitorea la corriente de cortocircuito Isc con el objetivo de comparar ésta contra la capacidad interruptiva de las principales protecciones ubicadas en las subestaciones de ETESA. De esta manera se confirmará la correcta (o deficiente) operación de los interruptores de potencia en el sistema de ETESA. Página No. 190 Noviembre de 2014

191 6.5 NIVELES DE CORTOCIRCUITO En el Anexo III-3 se presentan los niveles de cortocircuito, tanto trifásico como monofásico, en las distintas barras de 230 y 115 KV de ETESA. A continuación, se presenta una tabla con la capacidad interruptiva de los interruptores de las diferentes subestaciones de ETESA, para los distintos niveles de tensión. Como se puede observar comparando este cuadro con los niveles de falla del Anexo III-3, la capacidad interruptiva en las subestaciones de ETESA es superior a los niveles de falla en éstas. Página No. 191 Noviembre de 2014

192 CAPÍTULO 7: PLAN DE EXPANSIÓN DE CORTO PLAZO Los proyectos identificados en el corto plazo, , son los que ya fueron aprobados en planes de expansión anteriores (PESIN 2013), muchos de los cuales se encuentran en ejecución o próximos a iniciar, los cuales se presentan en el presente capítulo. 1. Línea Santa Rita Panamá II 115 KV Debido al aumento de la capacidad instalada en el área de Colón con las Centrales Térmicas Cativá (87 MW), El Giral (50 MW) y Termo Colón (150 MW), además de la entrada en operación de la central térmica Bahía las Minas utilizando carbón, es necesario reforzar el sistema de transmisión procedente desde la provincia de Colón, partiendo desde la subestación de Santa Rita hasta la Subestación Panamá II. En la actualidad el doble circuito Santa Rita Cáceres (115-1A y 115-2A) operando a 115 KV, cuenta con dos tipos de conductores: Conductor 1200 ACAR en el tramo de Santa Rita hasta el cruce con el Río Chagres y conductor 636 ACSR en el tramo desde el Río Chagres hasta Subestación Cáceres. Las estructuras para el tramo Santa Rita-Chagres son torres para operar a nivel de 230 KV y las estructuras del tramo del Río Chagres a Cáceres son torres para operar a nivel de 115 KV. El proyecto consiste en lo siguiente: Construcción de un doble circuito con conductor 636 ACSR con estructuras para operar a nivel de 115 KV en el tramo de Santa Rita hasta el cruce con el río Chagres, en donde se continuará con el tramo existente desde Río Chagres hasta Cáceres (el cual ya está diseñado para operar en 115), completando así el doble circuito Santa Rita Cáceres en conductor 636 ACSR y en 115 KV. Por otra parte se construirá un doble circuito con conductor 1200 ACAR y torres para operar en 230 KV, desde el Río Chagres hasta Subestación Panamá II. Este doble circuito se unirá al tramo ya existente Santa Rita-Rio Chagres (el cual ya se encuentra diseñado para operar en 230 KV con estructuras y conductor 1200 ACAR), completando de esta forma el doble circuito Santa Rita Panamá II. Como se puede observar, el circuito Santa Rita Panamá II, está diseñado para operar en 230 KV, pero se iniciará operando a nivel de 115 KV. LINEAS Estado: en ejecución Contrato: Línea: GG con la empresa Consorcio Energy Istmo Orden de Proceder: 26 de julio de 2012 Costo: B/. 15,475,820 Línea de 230 KV Santa Rita Panamá II (tramo de línea desde el Río Chagres hasta Panamá II) operada inicialmente en 115 KV Cantidad de circuitos: 2 Longitud: 27 Km. Conductor: 1200 ACAR Capacidad: 150 MVA (normal) 250 MVA (contingencia) operando a 115 KV 275 MVA (normal) 450 MVA (contingencia) operando a 230 KV Línea de 115 KV Santa Rita Cáceres (tramo de línea desde el Río Chagres hasta Santa Rita) Página No. 192 Noviembre de 2014

193 Cantidad de circuitos: 2 Longitud: 21 Km. Conductor: 636 ACSR Capacidad: 150 MVA (normal) 175 MVA (contingencia) SUBESTACIONES Estado: en ejecución Contrato: Línea: GG con Consorcio Argen Cobra S.A. Orden de Proceder: 30 de julio de 2012 Costo: B/. 4,824,827 Ampliación de las subestaciones Santa Rita 115 KV y Panamá II 115 KV: Subestación Santa Rita: adición de dos naves de dos interruptores de 115 KV Panamá II 115 KV: adición de dos interruptores de 115 KV En estas subestaciones se requiere todos los equipos y accesorios necesarios para la correcta instalación y operación de los nuevos interruptores. COSTOS Línea: Inicio de construcción: julio de 2012 Inicio de Operación: diciembre de 2014 LINEA DE TRANSMISION DE 230 KV LINEA DE TRANSMISION DE 115 KV DOBLE CIRCUITO SANTA RITA - PANAMA II (DESDE CHAGRES) DOBLE CIRCUITO SANTA RITA - CACERES (DESDE CHAGRES) CONDUCTOR 1200 ACAR CONDUCTOR 636 ACSR MATERIALES $ 4,652, MATERIALES $ 2,852, FUNDACIONES $ 1,167, FUNDACIONES $ 676, DERECHO DE VÍA $ 54, DERECHO DE VÍA $ 24, MONTAJE $ 1,228, MONTAJE $ 601, CONTINGENCIA $ 710, CONTINGENCIA $ 415, INGENIERÍA Y ADMINISTRACIÓN $ 568, INGENIERÍA Y ADMINISTRACIÓN $ 332, ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) $ 67, ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) $ 52, DISEÑO $ 213, DISEÑO $ 124, INSPECCIÓN $ 213, INSPECCIÓN $ 124, INDEMNIZACIÓN $ 405, INDEMNIZACIÓN $ 315, INTERÉS DURANTE CONSTRUCCIÓN (IDC) $ 426, INTERÉS DURANTE CONSTRUCCIÓN (IDC) $ 249, TOTAL $ 9,707, TOTAL $ 5,768, TOTAL EN LÍNEA DE TRANSMISIÓN $ 15,475, Subestaciones: Inicio de Construcción: julio de 2012 Inicio de Operación: diciembre de 2014 Página No. 193 Noviembre de 2014

194 ADICIÓN S/E SANTA RITA 115 KV SUMINISTRO MONTAJE OBRAS CIVILES GENERALES CONTINGENCIAS DISEÑO INGENIERÍA ADMINISTRACIÓN INSPECCIÓN INTERÉS DURANTE CONSTRUCCIÓN (IDC) ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) TOTAL ADICIÓN S/E PANAMA II 115 KV $ 1,659,581 SUMINISTRO $ 1,268,283 $ 164,587 MONTAJE $ 107,136 $ 510,825 OBRAS CIVILES GENERALES $ 143,590 $ 116,750 CONTINGENCIAS $ 75,950 $ 70,050 DISEÑO $ 45,570 $ 93,400 INGENIERÍA $ 60,760 $ 93,400 ADMINISTRACIÓN $ 60,760 $ 70,050 INSPECCIÓN $ 45,570 $ 140,100 INTERÉS DURANTE CONSTRUCCIÓN (IDC) $ 91,141 $ 4,436 ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) $ 2,886 $ 2,923,178 TOTAL $ 1,901,648 El total general del proyecto, sumando líneas y adiciones a las Subestaciones Santa Rita y Panamá II es: TOTAL GENERAL $ 20,300, S/E El Higo (Las Guías) 230 KV La empresa distribuidora EDEMET Unión FENOSA alimenta su sistema de distribución en el occidente de la Provincia de Panamá a través de circuitos de distribución de 34.5 KV provenientes de la subestación Chorrera. Esta subestación cuenta con dos (2) transformadores de 230/115/34.5 KV con capacidad cada uno de 30/40/50/56 MVA, de acuerdo a sus distintas capacidades de enfriamiento, OA/FA/FOA/FOA2. El patio de 115 KV de esta subestación no se encuentra desarrollado hasta el momento. Con el incremento de la demanda en Panamá Oeste y con el propósito de distribuir la carga en el sector, se construirá una nueva Subestación en El Higo con lo cual se aliviará carga a las Subestaciones próximas (La Chorrera y Llano Sánchez). Actualmente ésta subestación se encuentra operando con una conexión temporal mediante un Tap en el circuito 230-4B (Chorrera Llano Sánchez) para la conexión del transformador y posteriormente se construirá la Subestación con un esquema de interruptor y medio, seccionando los circuitos 230-3B y 230-4B. Dicha subestación constará con un patio de 230 KV y tres naves, la primera de ellas con dos interruptores para la conexión del transformador, la segunda con tres interruptores para el seccionamiento de uno de los circuitos de 230 KV y la tercera para el seccionamiento del otro circuito de 230 KV. De estos, la primera y segunda nave corresponde a conexión para la empresa distribuidora. Debido a lo enunciado anteriormente y la entrada en operación de los proyectos hidroeléctricos del escenario incluido en el Plan Indicativo de Generación y el incremento de carga en el área occidental de la Provincia de Panamá, se ve la necesidad de reforzar el sistema de transmisión entre las subestaciones Llano Sánchez y Chorrera con el fin de que las líneas de transmisión operen dentro de su límites de carga y a la vez, se garantice los adecuados niveles de seguridad y confiabilidad del mismo. En este caso, los dos circuitos Llano Sánchez Chorrera (230-3B y 4B) se seccionan en la S/E El Higo (Las Guías), quedando de esta manera dos circuitos Llano Sánchez El Higo Chorrera en 230 KV. Página No. 194 Noviembre de 2014

195 En esta subestación se requiere todos los equipos y accesorios necesarios para la correcta instalación y operación de los nuevos interruptores. Estado: en ejecución Contrato: GG con la empresa Conelsa Orden de Proceder: por definir, recibió el Refrendo de la Contraloría General de la República el 17 de diciembre de La Orden de Proceder es para el 2 de enero de 2013 Inicio del Proyecto: enero de 2013 Inicio de Operación: diciembre de 2014 COSTOS S/E EL HIGO 230 KV SUMINISTRO MONTAJE OBRAS CIVILES GENERALES CONTINGENCIAS DISEÑO INGENIERÍA ADMINISTRACIÓN INSPECCIÓN INTERÉS DURANTE CONSTRUCCIÓN (IDC) ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) TOTAL $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 7,181,945 1,077,292 1,795, , , , , , ,283 19,104 12,587, Adición e Instalación de Transformador T5 S/E Panamá Debido al aumento de carga del área metropolitana y con el propósito de cumplir con el Criterio de Seguridad N-1 en la Subestación Panamá es necesaria la adición de un cuarto transformador de iguales características al T3 existente, 230/115 KV, 210/280/350 MVA en esta subestación. Esto implica la ampliación de los patios de 230 y 115 KV de la subestación mediante dos naves de dos interruptores para la conexión del transformador, además de todos los equipos necesarios para poner en operación el dispositivo. El contrato para el T4 de la Subestación Panamá fue dividido en dos partes, una el suministro del transformador y la segunda, la conexión del mismo. El suministro fue mediante el contrato GG con la empresa CELMEC y la Orden de Proceder fue el 15 de septiembre de 2011, el mismo ya se encuentra en Panamá. La ampliación de la Subestación Panamá (equipos para la conexión del T4) fue el contrato GG con la empresa Consorcio Electroistmo, S.A., la Orden de Proceder se dio el 17 de septiembre de Estado: en ejecución Contrato: GG con la empresa CELMEC para el suministro del autotransformador GG con la empresa Consorcio Electroistmo, S.A. para los equipos de conexión Orden de Proceder: 15 de septiembre de 2011 para CELMEC Página No. 195 Noviembre de 2014

196 17 de septiembre de 2012 para Consorcio Electroistmo, S.A. Inicio del Proyecto: septiembre de 2011 Inicio de Operación: marzo de 2015 COSTOS INSTALACIÓN TRANSFORMADOR T4 S/E PANAMÁ SUMINISTRO MONTAJE OBRAS CIVILES GENERALES CONTINGENCIAS DISEÑO INGENIERÍA ADMINISTRACIÓN INSPECCIÓN INTERÉS DURANTE CONSTRUCCIÓN (IDC) ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) TOTAL $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 7,341, , , , , , , , ,976 15,833 10,432, Remplazo de conductor de la línea Bahía las Minas Panamá, 115 KV Debido a la entrada en operación de los proyectos termoeléctricos en el área de Colón incluidos en el Plan Indicativo de Generación y a la posibilidad de ampliación en capacidad de las centrales existentes en esta zona, se ve la necesidad de reforzar el sistema de transmisión entre las subestaciones Bahía Las Minas y Panamá, con el fin de que las líneas de transmisión operen dentro de su límites permisibles de carga y a la vez, se garanticen los adecuados niveles de seguridad y confiabilidad del mismo. Debido a la poca capacidad de transmisión de la línea existente Las Minas 2 Panamá (115-3/4) y a su tiempo de operación de más de 40 años, será necesario reemplazar el conductor actual de esta línea calibre 636 kcmil, tipo ACSR, con capacidad de 93/175 MVA, por un conductor de alta temperatura tipo ACSS, calibre 605 kcmil con capacidad de transmisión de 230 MVA por circuito. El proyecto consiste en el remplazo del actual conductor de las líneas 115-3/4 por completo (54 km aproximadamente) y de manera adicional el remplazo de 6.2 km de conductor en las línea 115-1/2 en los tramos Las Minas Santa Rita. Inicio del Proyecto: enero de 2015 Inicio de Operación: diciembre de 2015 Costo Estimado: Miles de B/. 8, Nueva Línea Mata de Nance Boquerón III - Progreso - Frontera 230 KV Doble Circuito Debido al incremento de generación hidroeléctrica en el área cercana a las subestaciones Progreso y Boquerón III, con entrada en operación de la central hidroeléctrica Bajo de Mina y Baitún, además de los otros proyectos hidroeléctricos que se construyen en el área, tales como Burica y Bajo Frio, sumado a los proyectos hidroeléctricos de pequeña y mediana capacidad que se construyen en el área de Boquerón III, se adicionan aproximadamente 390 MW. Página No. 196 Noviembre de 2014

197 Central de Generación Capacidad (MW) Bajo de Mina 56.0 Baitún 88.0 Bajo Frio 56.0 Burica 50.0 Proyectos hidro en Boquerón TOTAL Debido a que la línea existente Mata de Nance Boquerón II - Progreso es de circuito sencillo y solo tiene capacidad para 193 MVA, es necesario ampliar esta capacidad para poder transmitir la totalidad de estas nuevas centrales. Para esto se realizará un trabajo de cambiar la línea existente por una nueva línea de doble circuito 230 kv, con conductor 1200 ACAR, utilizando la servidumbre de la línea existente. Uno de los circuitos será de Mata de Nance - Boquerón III Progreso y el segundo circuito será circuito Mata de Nance Progreso. También se cambiará la línea de S/E Progreso a la frontera por un circuito sencillo con las mismas características. Esta nueva línea tendrá capacidad mínima de 400 MVA por circuito en condiciones de operación normal y de 450 MVA por circuito en operación de emergencia o contingencia. Estado: por licitarse Inicio del Proyecto: enero de 2013 Inicio de Operación: febrero de 2016 LINEA MATA DE NANCE - BOQUERON - PROGRESO PROGRESO - FRONTERA 230 KV (Miles de B/.) Suministro 11, Fundaciones 2, Derecho de Via Montaje 2, Contingencias 1, Ingeniería y Administración 1, EIA B/.* Km Diseño Inspección Indemnización B/. * km IDC 1, TOTAL 23, Página No. 197 Noviembre de 2014

198 ADICION A SUBESTACIONES MDN Y PRO MATERIALES FUNDACIONES MONTAJE CONTINGENCIA INGENIERÍA Y ADMINISTRACIÓN ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) DISEÑO INSPECCIÓN INDEMNIZACIÓN INTERÉS DURANTE CONSTRUCCIÓN (IDC) TOTAL El costo total de esta obra sería de B/. 28,928,661. $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 2,776, , , , ,831 8, , , ,873 5,317, Adición e Instalación de Transformador T3 S/E Panamá II Debido al aumento de carga del área metropolitana y con el propósito de cumplir con el Criterio de Seguridad N-1 en la Subestación Panamá II es necesaria la adición de un tercer transformador de iguales características a los dos existentes, 230/115 KV, 105/140/175 MVA en esta subestación. Esto Implica la ampliación de los patios de 230 y 115 KV de la subestación mediante dos naves de dos interruptores para la conexión del transformador, además de todos los equipos necesarios para poner en operación el dispositivo. Estado: por licitarse Inicio del Proyecto: enero de 2014 Inicio de Operación: febrero de 2016 ADICION T3 S/E PANAMA II 230/115 KV Suministro 5,114,950 Montaje 1,687,934 Obras Civiles 1,022,990 Contingencias 391,294 Diseño 234,776 Ingeniería 313,035 Administración 313,035 Inspección 234,776 IDC 469,552 EIA 14,869 TOTAL 9,797,212 Página No. 198 Noviembre de 2014

199 7. Tercera Línea Veladero Llano Sánchez Chorrera Panamá 230 KV Debido al incremento de generación hidroeléctrica en el occidente del país (Provincias de Chiriquí y Bocas del Toro) entre los años , de acuerdo al Plan Indicativo de Generación, se tendría un incremento de proyectos hidroeléctricos y solares de MW, que sumado a los 1,172 MW existentes daría un total de 1, MW de generación solar e hidro, la mayoría de estos de pasada o filo de agua. Año Incremento de Capacidad Hidro (MW) en el Occidente del País ,172 (existentes) Total 1, Debido a que las líneas de transmisión actuales que provienen del occidente del país solo tienen capacidad para un total de 1,044 MW, es necesario aumentar la capacidad de transmisión de las mismas. De las alternativas de expansión consideradas, se determinó que la mejor opción es la construcción de una nueva línea 230 KV de doble circuito con capacidad de transmisión de 500 MVA por circuito. Este proyecto comprende la construcción de las siguientes líneas de doble circuito de 230 KV: a) Veladero Llano Sánchez, de 110 km, b) Llano Sánchez Chorrera, de 142 km. y c) Chorrera Panamá, de 40 km, para un total aproximado de 292 km. Esta línea tendrá un conductor 1200 ACAR y se montarán los dos circuitos de la línea. Para este proyecto además es necesario la ampliación de los patios de 230 KV de las subestaciones Veladero (adición de dos naves de dos interruptores), Llano Sánchez (adición de dos naves de tres interruptores), Chorrera (adición de dos naves de tres interruptores) y Panamá (adición de dos interruptores), todas ellas con esquema de interruptor y medio. También se incluyen todos los equipos en las subestaciones para la correcta operación de la misma. Inicio de proyecto: enero de 2013 Inicio de Operación: septiembre de 2016 Página No. 199 Noviembre de 2014

200 LT S/E VEL S/E LLS S/E CHO S/E PAN TOT Suministro 60,096,258 5,602,706 7,298,713 7,565,925 3,427,572 83,991,173 Montaje 46,767,389 1,168,609 1,519,456 2,683, ,611 52,743,656 Obras Civiles Generales 30,543,728 1,873,712 1,410,501 1,069, ,686 35,679,109 TOTAL COSTO BASE 137,407,374 8,645,028 10,228,669 11,318,998 4,813, ,413,938 Contingencias Diseño Ingeniería 21,228, , , , ,103 22,590,494 Administración 21,228,800 2,343,177 2,763,570 3,058,154 1,300,606 30,694,308 Inspección IDC EIA 491,130 30,995 36,555 40,452 17, ,336 Indemnizacion 7,490,000 7,490,000 TOTAL COSTOS INDIRECTOS 50,438,730 2,711,257 3,197,689 3,538,549 1,504,913 61,391,138 TOTAL 187,846,104 11,356,285 13,426,358 14,857,547 6,318, ,805,076 FINANCIAMIENTO 31,399,931 1,975,536 2,337,426 2,586,584 1,100,051 39,399,528 GRAN TOTAL 219,246,035 13,331,821 15,763,783 17,444,131 7,418, ,204,604 El costo total de este proyecto es de B/. 273,204, SVC Panamá II Debido a la gran cantidad de proyectos hidroeléctricos, solares y eólicos a incorporarse al sistema en los próximos años ( ) y la posible entrada en operación del proyecto Changuinola II con 214 MW en el 2020, es necesario reforzar el soporte de potencia reactiva en el área de la ciudad de Panamá, Subestaciones Panamá II, para así cumplir con los niveles de tensión establecidos por el Reglamento de Transmisión, tanto para condiciones normales de operación como contingencia y en análisis dinámico del sistema (estabilidad dinámica). Para esto, se determinó necesaria la adición de un SVC con capacidad de +120/-30 MVAr en la barra de 230 KV de la S/E Panamá II, para mantener los niveles de voltaje del sistema dentro de los límites permisibles y para mantener la estabilidad del sistema ante fallas. El costo estimado de este equipo es el siguiente: COSTO Inicio del Proyecto: enero de 2013 Inicio de Operación: agosto de 2016 Página No. 200 Noviembre de 2014

201 9. SVC Llano Sánchez SVC S/E PANAMA II 230 KV Suministro 12,827,999 Montaje 2,664,999 Obras Civiles 1,529,999 Contingencias 851,150 Diseño 510,690 Ingeniería 680,920 Administración 680,920 Inspección 851,150 IDC 1,021,380 EIA 32,344 Estudio 0 Total 21,651,550 Debido a la gran cantidad de proyectos hidroeléctricos, solares y eólicos a incorporarse al sistema en los próximos años ( ) y la posible entrada en operación del proyecto Changuinola II con 214 MW en el 2020, es necesario reforzar el soporte de potencia reactiva en el área central de la red de transmisión. Para esto, se determinó necesaria la adición de un SVC, con capacidad de +120/-30 MVAr para mantener los niveles de voltaje del sistema dentro de los límites permisibles y para mantener la estabilidad del sistema ante fallas. Se ha determinado la Subestación Llano Sánchez 230 KV como el sitio ideal para instalar este SVC, ya que se encuentra en el troncal central del sistema y tiene la disponibilidad de espacio físico en la subestación para la instalación. Con este equipo se cumplirá con los niveles de tensión establecidos por el Reglamento de Transmisión, tanto para condiciones normales de operación como contingencia y en análisis dinámico del sistema (estabilidad dinámica). El costo estimado de este equipo es el siguiente: COSTO Inicio del Proyecto: enero de 2013 Inicio de Operación: agosto de 2016 Página No. 201 Noviembre de 2014

202 SVC S/E LLANO SANCHEZ 230 KV Suministro 13,173,999 Montaje 2,721,999 Obras Civiles 1,952,999 Contingencias 892,450 Diseño 535,470 Ingeniería 713,960 Administración 713,960 Inspección 892,450 IDC 1,070,940 EIA 33,913 Estudio 0 Total 22,702, Bancos de Capacitores Con el objetivo de aportar la potencia reactiva necesaria por el sistema para cumplir con un despacho de generación cumpliendo con el Orden de Mérito de las unidades generadoras, es necesaria la adición de bancos de capacitores en distintas subestaciones del sistema. En los análisis realizados se ha detectado la necesidad de los siguientes bancos de capacitores: S/E Chorrera 230 KV: 90 MVAR (3 x 30 MVAR), esta compensación forma parte de los SVC. S/E Panamá II 230 KV: adición de 60 MVAR (2 x 30 MVAR), esta compensación forma parte de los SVC. S/E Veladero 230 KV: 90 MVAR (3 x 30 MVAR) S/E San Bartolo 1230 KV: 120 MVAR (4 x 30 MVAR) S/E Llano Sánchez 230 KV: adición de 30 MVAR Estado: por licitarse Inicio de Construcción: agosto de 2014 Inicio de Operación: agosto de 2016 Costo estimado; B/. 54,459,000 BANCOS DE CAPACITORES Panama II 230 KV Chorrera 230 KV Veladero 230 KV San Bartolo 230 KV Llano Sánchez 230 KV 60 MVAR 90 MVAR 90 MVAR 120 MVAR 30 MVAR Siministro 3,739,604 6,450,397 7,193,104 10,406,312 1,884,463 Montaje 919,943 1,586,798 1,769,503 2,559, ,578 Obras Civiles 699,306 1,206,224 1,345,110 1,945, ,395 Contingencias 535, ,342 1,030,772 1,491, ,044 Diseño 160, , , ,367 81,013 Ingeniería 214, , , , ,017 Administración 214, , , , ,017 Inspección 267, , , , ,022 IDC 85, , , ,596 43,207 EIA 10,182 17,562 19,585 28,333 5,131 Terrenos 0 120, TOTAL 6,848,078 11,932,166 13,172,232 19,056,358 3,450,887 Página No. 202 Noviembre de 2014

203 11. Reactores Con el objetivo de absorber potencia reactiva en condiciones de demanda mínima, cumpliendo con un despacho de generación con el Orden de Mérito de las unidades generadoras, es necesaria la adición de bancos de reactores en distintas subestaciones del sistema. En los análisis realizados se ha detectado la necesidad de los siguientes bancos de reactores: S/E Changuinola 230 KV: 40 MVAR (2 x 20 MVAR) S/E Guasquitas 230 KV: 20 MVAR Estado: por licitarse Inicio de Proyecto: agosto de 2014 Inicio de Operación: abril de 2016 Costo estimado; B/. 30,802,000 REACTORES Changuinola 230 KV Guasquitas 230 KV 40 MVAR 20 MVAR Suministro 9,247,331 6,181,573 Montaje 2,274,844 2,274,844 Obras Civiles 1,729,251 1,729,251 Contingencias 1,325,143 1,325,143 Diseño 397, ,543 Ingeniería 530, ,057 Administración 530, ,057 Inspección 662, ,571 IDC 212, ,023 EIA 25,178 25,178 Terrenos 0 0 TOTAL 16,933,997 13,868, Nueva Línea de 230 KV Mata de Nance Veladero Debido a la gran cantidad de proyectos hidroeléctricos en el occidente del país, y para cumplir con el Orden de Mérito de las unidades generadoras, los análisis demuestran que la línea existente Mata de Nance Veladero, con capacidad de 247 MVA por circuito se sobrecarga para condiciones de demanda máxima de época de invierno. Debido a que esta línea ya cuenta con casi 40 años de operación, cumpliendo ya con su vida útil, se ve la necesidad de reemplazar la misma, por una línea con mayor capacidad, con aproximadamente 500 MVA por circuito en conductor 1200 ACAR. Estado: por licitarse Inicio del Proyecto: agosto de 2014 Inicio de Operación: diciembre de 2016 Costo estimado; B/. 32,464, Aumento de Capacidad de la Línea de 230 kv Guasquitas Veladero Debido al incremento de generación hidroeléctrica en el occidente del país (Provincias de Chiriquí y Bocas del Toro) entre los años , de acuerdo al Plan Indicativo de Generación se tendría un incremento de proyectos hidro y solares de MW, que sumado a los 1,172 MW existentes daría un total de 1, MW de generación solar e hidro, la mayoría de estos de pasada o filo de agua. Debido a que la mayor parte de esta generación llega a los principales centros de carga, subestaciones Página No. 203 Noviembre de 2014

204 Panamá y Panamá II, es necesario reforzar el sistema de transmisión proveniente desde el occidente, desde la subestación de Mata de Nance y Veladero hacia estas subestaciones. Para el año 2016 se tiene contemplado la construcción de la tercera línea de doble circuito Veladero Panamá, pero adicional a esta línea, también es necesario reforzar la línea Guasquitas Veladero. Los estudios iníciales realizados han demostrado que para aumentar la capacidad de esta línea a por lo menos 350 MVA por circuito en condiciones de operación normal, solo será necesario realizar movimientos de tierra en sitios puntuales, cambio de herrajes o aisladores y de ser necesario, torres adicionales, para lograr aumentar la altura de los conductores a tierra, permitiendo así el aumento de capacidad deseado. Se ha estimado que el costo total para aumentar la capacidad de esta línea, con longitud de 84.5 km será de aproximadamente B/. 1,500,000. Estado: por licitarse Inicio de Construcción: agosto de 2014 Inicio de Operación: julio de 2017 Costo estimado; B/. 1,500, Reemplazo del transformador T1 de S/E Mata de Nance Debido a que el transformador T1 de la Subestación Mata de Nance ya cuenta con casi 40 años de operación cumpliendo con su vida útil, además de que las pruebas realizadas al mismo indican que no se encuentra en buenas condiciones, se ha decidido reemplazar el mismo, por un con mayor capacidad 100 MVA en sus tres devanados. Estado: por licitarse Inicio de Construcción: agosto de 2014 Inicio de Operación: julio de 2016 Costo estimado; B/. 3,863, Reemplazo de reactores R1 y R2 de la S/E Mata de Nance 34.5 KV Debido a que los reactores R1 y R2 de 20 MVAR en el patio de 34.5 KV de la Subestación Mata de Nance ya cuenta con casi 40 años de operación cumpliendo con su vida útil, además de que las pruebas realizadas a los mismos indican que no se encuentra en buenas condiciones, se ha decidido reemplazarlos por dos nuevos reactores de la misma capacidad. Estado: por licitarse Inicio de Construcción: agosto de 2014 Inicio de Operación: febrero de 2016 Costo estimado; B/. 1,029, Subestación Panamá III 230 KV Debido al incremento de generación térmica en la provincia de Colón, con la entrada en operación para el 2017 de la central de ciclo combinado de Gas Natural Licuado (GNL), con capacidad de 660 MW, además de la posible adición de generación a base de carbón en los próximos años, será necesaria una nueva subestación en el área de la ciudad de Panamá, para poder recibir la generación desde Colón y las líneas provenientes de la zona atlántica, ya que sería muy complicada la entrada de Página No. 204 Noviembre de 2014

205 nuevas líneas de transmisión en la S/E Panamá II, debido a que ésta se encuentra prácticamente rodeada y no se cuenta con rutas de acceso. Con este propósito se ha considerado la construcción de una nueva subestación Panamá III 230/115 kv, ubicada a 3.13 km de la subestación Panamá. Esta subestación seccionará la línea de Guasquitas - Panamá II y también la Tercera Línea Veladero Panamá. De esta forma contará con conexión a las subestaciones Panamá y Panamá II, brindando mayor confiabilidad al suministro de la demanda. De manera adicional, se busca brindar un punto de acceso a las empresas distribuidoras en el centro de carga en búsqueda de la descentralización de la concentración de carga que se tiene actualmente en la subestación Panamá y a futuro mallar el sistema de transmisión en el centro de carga. Por lo tato esta subestación contará con dos transformadores de potencia de 175 MVA (230/115 kv). Esta subestación contará inicialmente con 4 naves de 3 interruptores para el seccionamiento de las líneas a Panamá (tercera línea) y Panamá II (línea dos), tres naves para la conexión de los tres circuitos a la central Telfers (cada una con dos interruptores) y dos naves con dos interruptores para la conexión de los dos transformadores de potencia para servicio en 115 kv. Inicio de proyecto: enero de 2014 Inicio de Operación: enero de 2017 Costo Estimado: B/. 61,292, Línea Panamá III Telfers Subestación Panamá III 230 KV Suministro 28,855,821 Montaje 4,905,490 Obras Civiles 14,427,910 Contingencias 2,409,461 Diseño 1,445,677 Ingeniería 1,927,569 Administración 1,927,569 Inspección 2,409,461 IDC 2,891,353 EIA 91,560 TOTAL 61,291,870 Para el año 2017 se estima el ingreso de una central de generación cuyo combustible es el Gas Natural Licuado (GNL) con capacidad instalada de 660 MW (con probabilidades de aumentar esta capacidad). Esta central de generación se localizará en Isla Telfers, Provincia de Colón. De manera adicional, se estima que los próximos años a dé la adición de Capacidad Instalada (MW) a Base de Carbón y de combustibles tipo Bunker C, para lo cual la Provincia de Colón se perfila como la zona ideal para la instalación de este tipo de centrales térmicas, debido a sus facilidades geográficas. Página No. 205 Noviembre de 2014

206 Estratégicamente, ETESA ha determinado que la mejor manera de evacuar la futura generación a instalarse en la Provincia de Colón, que permita además proveer de un corredor alternativo de abastecimiento a la Provincia de Panamá, es mediante una nueva línea de transmisión de 60 km aproximadamente a nivel de 230 kv desde Colón (Telfers). Esta línea de transmisión tiene un diseño para operar en 230 kv con conductor tipo ACAR de calibre 750 kcmil, en dos conductores por fase para una capacidad de 500 MVA por circuito. Las torres estarán diseñadas para iniciar operaciones con tres (3) circuitos para una capacidad global de 1,500 MVA de transmisión, con la posibilidad de adicionar un cuarto circuito de características similares, para una capacidad total de 2,000 MVA en caso de ser requerido. Inicio de Proyecto: Enero de 2014 Inicio de Operación: Enero de 2017 LINEA TELFER - PANAMA III 230 KV Suministro 33, Fundaciones 13, Montaje 8, Seccionalizacion LT ETESA 1, Contingencias 5, Ingeniería y Administración 4, EIA B/.* km Diseño 1, Inspección 2, Indemnización B/. * km 4, IDC 3, TOTAL 80, Subestación El Coco 230 KV La empresa Unión Eólica Panameña (UEP) se encuentra construyendo el Parque Eólico Penonomé, con capacidad instalada de 220 MW (y posibilidad de ampliación). Para la conexión de este parque eólico, UEP debe construir la Subestación El Coco, en esquema de interruptor y medio con cuatro naves, dos para la conexión de los dos circuitos de ETESA /13, los cuales se seccionaran en esta subestación y dos naves para la conexión de los dos transformadores elevadores de 230/34.5 KV a través de los cuales se inyectará la generación eólica. El Reglamento de Transmisión establece que ETESA debe adquirir las naves de subestaciones que seccionan líneas de ETESA del Sistema Principal de Transmisión (SPT), por lo que será necesaria la adquisición de las dos naves que seccionan estos circuitos. El costo estimado para estas dos naves de interruptor y medio, 230 KV es de B/. 10,636, Subestación La Esperanza 230 KV La empresa AES Panamá construyó la central hidroeléctrica Changuinola I, con capacidad de 223 MW. Para la conexión de esta central, AES construyó la Subestación la Esperanza y a la vez 8.5 km de línea de doble circuito, 230 KV, extendiendo el circuito hasta dicha subestación. De manera similar a el caso de UEP, ETESA debe adquirir la nave de 230 KV de la Subestación La Esperanza y la línea de Página No. 206 Noviembre de 2014

207 230 KV, doble circuito de 8.5 km que se extendió desde el circuito El costo estimado para esta nave de interruptor y medio, 230 KV y la línea de 8.5 km, doble circuito 230 KV es de B/. 8,194, Subestación 24 de Diciembre 230 KV La empresa de distribuidora ENSA, que posee la concesión para el servicio de Distribución de Energía Eléctrica en el sector Norte-Este del país, tiene dentro de sus planes de expansión para el año 2014, la entrada en operación de una nueva Subestación en el sector de la 24 de Diciembre, la cual repartirá carga que actualmente es alimentada mediante las S/E Tocumen y Geehan. ENSA ha cumplido con las normativas al entregar la información solicitada en el Reglamento de Transmisión con su respectivo estudio eléctrico, el cual demuestra la correcta operación de la S/E 24 de Diciembre sin desmejorar las condiciones operativas del SIN, por lo cual ETESA le ha otorgado la viabilidad de conexión definitiva al proyecto. En este estudio eléctrico se ha indicado que el punto de conexión de la nueva Subestación es seccionando el circuito 230-2A (Panamá II Bayano). El proyecto consiste en un extensión de aproximadamente 0.6 Km de doble circuito aéreo (integrado al anillo Panamá II Pacora Bayano) y un transformador 230/13.8 KV con capacidad de 30/40/50 MVA y con conexión Y-Y aterrizado. La Subestación 24 de Diciembre es en esquema Interruptor y medio, y contará con dos naves, una con 3 interruptores para el seccionado del circuito 230-2A y la otra con dos interruptores para la conexión del transformador que alimentará la carga a 13.8 KV. La nave y todos los equipos asociados que seccionan el circuito 230-2A pasarán a ser activos de ETESA tal cual solicita la ASEP, por entrar a ser parte del Sistema Principal de Transmisión, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de Transmisión. El costo estimado para esta nave de interruptor y medio, 230 KV es de B/. 5,318, Subestación Cañazas 230 KV La empresa Petroterminales de Panamá (PTP) construyó una subestación para alimentar sus instalaciones en Chiriquí Grande, Provincia de Bocas del Toro, la cual se conecta a las líneas de transmisión y de ETESA. Esta subestación tiene un esquema de anillo con tres interruptores 230 KV y un transformador 230/34.5 KV de 50 MVA conectado a la barra B de esta subestación. El Reglamento de Transmisión establece que ETESA debe adquirir las naves de subestaciones que seccionan líneas de ETESA del SPT, por lo que será necesaria la adquisición del patio de 230 KV de esta subestación. El costo estimado para el patio de 230 KV de la misma es de B/. 5,318, Subestación Barro Blanco 230 KV La empresa Generadora del Istmo, S.A. (GENISA) construirá la central hidroeléctrica Barro Blanco, con capacidad aproximada de 29 MW. Para la conexión de este proyecto, construirá la S/E Barro Blanco 230 KV, que seccionará el circuito 203-6A (Veladero Llano Sánchez). Esta subestación será con esquema de interruptor y medio, con una nave seccionando este circuito de ETESA y otra para la conexión de la central generadora. El Reglamento de Transmisión establece que ETESA debe adquirir las naves de subestaciones que seccionan líneas de ETESA del SPT, por lo que será necesaria la adquisición de esta nave de 230 KV. El costo estimado de la misma es de B/. 5,318,000. Página No. 207 Noviembre de 2014

208 CAPÍTULO 8: RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA Y SELECCIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE LARGO PLAZO 8.1 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS Para el análisis del plan de expansión se plantearon los siguientes tres escenarios de oferta de generación de energía: Escenario 1: Escenario de generación hidrotérmico con carbón y gas natural con proyección de demanda media (Escenario de Referencia) Escenario 2: Escenario de generación hidrotérmico con carbón, renovables y gas natural con proyección de demanda media (Escenario de Renovables) Escenario 3: Escenario de generación hidrotérmico con carbón y gas natural, sin proyectos de generación renovables con proyección de demanda media (Escenario solo gas). El plan de expansión de transmisión se define para el escenario de referencia aunque los proyectos encontrados se analizan desde el punto de vista energético en los tres escenarios planteados. 8.2 GENERACIONES FORZADAS Y LÍMITES DE INTERCAMBIO (SIN PLAN) Para el modelamiento del análisis de expansión se dividió el sistema en dos áreas, unidas mediante las líneas que comunican a Veladero con Llano Sánchez. De esta forma se conformaron dos subsistemas denominados como Oriental, que incluye todas las subestaciones desde Llano Sánchez hacia Panamá, y Occidental, que comprende las redes de las provincias de Veraguas, Chiriquí y Bocas del Toro. Esa subdivisión obedece a que a partir del análisis eléctrico se pudo establecer que el límite de capacidad actual entre estos dos subsistemas es de 660 MW para demanda máxima, siendo que éste límite corresponde al menor valor encontrado entre los límites térmico, de regulación de tensión y de estabilidad, de forma de que se cumpla con los límites permisibles de tensión. Para aumentar el límite de intercambio entre el área Oriental y Occidental, se tiene previsto en el 2016 el proyecto tercera línea Veladero Llano Sánchez Chorrera Panamá a 230 kv y la instalación de dos SVC de +120/-30 MVAR en la Subestación Llano Sánchez y en la subestación Panamá II 230 kv, además de la instalación de bancos de capacitores de 90 MVAR en la S/E Chorrera 230 kv y 60 MVAR en la S/E Panamá II 230 kv. Con estas obras se aumentará el límite de intercambio a 890 MW entre ambos subsistemas. 8.3 PROYECCIÓN DEL COSTO OPERATIVO SIN PLAN En la Figura 8-1 se muestra la proyección de costo operativo si no se cuenta con algún plan de expansión de transmisión para cada uno de los tres escenarios analizados. También se presenta la diferencia que hay entre el costo operativo real contra el costo ideal que tendría el sistema sin restricciones de transmisión, es decir, ante un despacho ideal de mínimo costo. Es importante señalar que en este capítulo, al hablar del Plan se refiere a los proyectos de expansión de largo plazo ( ) que aumentan la capacidad de transmisión entre occidente y oriente. No Página No. 208 Noviembre de 2014

209 se refiere al plan de expansión total, que incluye los proyectos ya identificados como plan de corto plazo, que ya se encuentran en ejecución o por ejecutarse próximamente y que fueron aprobados en planes de expansión anteriores. La diferencia entre el costo operativo ideal y real indica que hay un margen importante que eventualmente puede soportar inversiones de refuerzo de transmisión, que permitan reducir el costo operativo real aproximándolo al ideal. El déficit encontrado en el plan solo es aplicable a las restricciones de transmisión en el sistema, ya que la generación definida en los diferentes escenarios permite la atención a la demanda en todos los casos. Al colocar la red de transmisión se presentan restricciones que en el modelo tienen como efecto cortar carga en barras del sistema de manera que se minimice el costo de déficit. Así las cosas, el déficit que se muestra es causado por la componente correspondiente a la transmisión, ya que si la red fuera ideal y no existieran limitaciones de transporte no se esperarían cortes de carga causados por falta de generación. A continuación se presenta el costo operativo de los tres escenarios considerados: Página No. 209 Noviembre de 2014

210 Figura 8-1 Proyección de Costo Operativo sin plan Desde el 2014 al 2016 en todos los escenarios persiste una diferencia importante entre el costo operativo ideal y el real sin refuerzos, que logra ser reducido con la entrada de la tercera línea Veladero Llano Sánchez Chorrera Panamá y la instalación de los SVC en Llano Sánchez y Panamá II 230 kv. A partir del 2017 y hasta el 2020 el comportamiento de costo operativo real muestra un comportamiento bastante bueno en el sentido de que el sistema con red y restricciones casi logra obtener el costo operativo ideal sin restricciones. A partir del 2021 el costo operativo se incrementa de manera relativa según el escenario que se presente. El escenario de referencia es el que presenta el mayor incremento en el costo operativo para el 2028, con un aumento porcentual del 100% frente al valor actual, luego le sigue el escenario basado en gas que se incrementa en un 75% y por último el de menor costo corresponde al de renovables que corresponde a un incremento del 42%. Debido a ese comportamiento el escenario para el cual se logra el mayor margen de beneficios y para el cual la red tiene el mayor impacto en restricciones es el escenario de referencia. Es importante resaltar que el escenario de renovables es el que menor margen tiene entre costo operativo ideal y real, siendo que para lograr ese comportamiento es necesario que se cumplan los supuestos teóricos de capacidad, costo, y disponibilidad. En consecuencia, el sistema debe estar preparado para atender las condiciones de expansión más pesimistas, dado que si bien el comportamiento teórico puede mostrar un escenario muy ideal y que no requiera de mayor expansión, la realidad operativa puede llevar a que el sistema experimente atrapamientos de generación, inflexibilidades para la ejecución de mantenimientos y riesgos para la demanda ante condiciones de contingencia, que deben ser mitigados con el despacho de unidades de mayor costo. Para todos los escenarios el costo marginal del sistema sin plan tiene un comportamiento similar, que se ilustra en la Figura 8-2, iniciando con un valor promedio de 250 USD/MW-h, y en todos los casos se reduce llegando al final del 2023 a un valor promedio de 125 USD/MW-h. Página No. 210 Noviembre de 2014

211 Página No. 211 Noviembre de 2014

212 Figura 8-2 Evolución del costo marginal del sistema sin plan 8.4 PROYECTOS CANDIDATOS El conjunto de candidatos utilizados para expansión se describen en el Anexo III-14, el cual detalla los proyectos disponibles para reforzar la red de transmisión. Los proyectos considerados son viables técnicamente y en caso de ser seleccionados por el modelo pueden implementarse. 8.5 IDENTIFICACIÓN DE PLANES Utilizando el modelo de expansión automática de la transmisión se evaluaron un total de 900 despachos, correspondientes con 50 series hidrológicas para demanda máxima, media y mínima en invierno y verano para los años 2020, 2023 y 2028 en el escenario referencia. Se establecieron los proyectos mostrados en la Tabla 8-1 requeridos por el sistema a partir del año Página No. 212 Noviembre de 2014

213 Tabla 8-1 Frecuencias ponderadas para cada candidato. Período (Valores en %) Cap MW Costo MUSD Resumen Escenario Referencia Subestación 1 Subestación 2 X (%) GUA230 VEL MDN230 GUA DOM230 BAI MDN230 VEL MDN115 CAL STR230 PANII GUA230 VEL MDN230 GUA DOM230 BAI STR230 PANII CHA230 CHG CHG230 PRI PRI230 PAN CHG500 PAN Los candidatos seleccionados por el modelo conforman soluciones técnicamente viables de mínimo costo de inversión con las cuales se cumplen las restricciones operativas del modelo. En esta parte del cálculo no se evalúa el Criterio de Seguridad N-1, por lo cual es necesario revisar y complementar las soluciones encontradas mediante la etapa de análisis eléctricos de largo plazo. El resultado muestra que el SIN estaría requiriendo un refuerzo Occidente-Oriente desde el 2020, aunque con una frecuencia baja, y selecciona el circuito entre Chiriquí Grande-Punta Rincón-Panamá III a 230 kv en vez de un corredor a 500 kv porque presenta una menor inversión aun sumando los refuerzos complementarios entre Guasquitas-Veladero-Mata de Nance, y Dominical-Baitún a 230 kv que aparecen en la solución. Todo ese conjunto de proyectos estaría costando del orden de 458,88 MUSD sin incluir los costos adicionales de compensación capacitiva en la subestación Panamá III con un costo estimado de 19 MUSD para un total del proyecto de 475,882 MUSD para el control de tensiones, frente a los 473,70 MUSD que costaría el candidato a 500 kv entre Chiriquí Grande y Panamá 3. Lo anterior se cumple bajo el supuesto de comparar de manera directa costos unitarios de inversión. A partir del 2023 se verifica que ya es necesario tener el refuerzo entre ambas áreas del sistema, siendo seleccionado el corredor a 230 kv por efectos de menor costo de inversión. Como se mencionó anteriormente, y dado que los costos unitarios no siempre pueden reflejar el costo completo asociado a derechos de servidumbre y restricciones ambientales y el costo de la compensación capacitiva, se procedió a simular la expansión pero si no se contara con el candidato Chiriquí Grande-Punta Rincón-Panamá 3 a 230 kv, a fin de verificar lo que ocurriría con la expansión requerida. El resultado se presenta en la Tabla 8-2. Página No. 213 Noviembre de 2014

214 Tabla 8-2 Frecuencias ponderadas para cada candidato (Sin candidato a 230 kv). Período (Valores en %) El resultado encontrado indica que con el circuito Chiriquí Grande Panamá III 500 kv no habría necesidad de construir líneas adicionales, ni tampoco compensaciones capacitivas adicionales y el costo total sería menor en unidades constructivas. Con lo anterior, este resultado ayuda a orientar los análisis eléctricos de largo plazo, los cuales de manera complementaria permiten identificar si efectivamente los refuerzos planteados son óptimos desde el punto de vista operativo y analizan si es necesario perfeccionar la solución encontrada con otros refuerzos, a fin de lograr una calidad de tensión, estabilidad, confiabilidad, seguridad (N-1) y menor costo total, teniendo en cuenta no solo la inversión, sino los cambios futuros en la red, atendiendo requisitos de orden ambiental y predial. 8.6 ANÁLISIS ELÉCTRICOS DE LARGO PLAZO En el largo plazo se hace un análisis del desempeño del sistema eléctrico con los proyectos propuestos en el plan de expansión y los proyectos identificados con el modelo de expansión. Desde el punto de vista de estabilidad no se encuentran problemas de oscilación ni pérdida de sincronismo Sobrecargas en Estado Estacionario Cap MW El sistema presenta una distribución de flujos adecuada y durante el horizonte de análisis no se presentan sobrecargas en líneas o transformadores en estado normal de operación Análisis de Sobrecarga en Condiciones N-1 Costo MUSD Resumen Escenario Referencia Subestación 1 Subestación 2 X (%) GUA230 VEL MDN230 GUA DOM230 BAI MDN230 VEL MDN115 CAL STR230 PANII GUA230 VEL MDN230 GUA DOM230 BAI STR230 PANII CHA230 CHG CHG500 PAN Con los proyectos propuestos se logra una adecuada atención de contingencias. En general, el sistema está en una condición adecuada de operación hasta el año 2020 y proyectos propuestos se cumple con el Criterio de Seguridad N-1. Dado que el modelo de expansión por efecto de la optimización de costos de operación mostró la conveniencia de reforzar el enlace de los subsistemas Oriente y Occidente con las nuevas líneas Chiriquí Grande Panamá III, se pudo verificar mediante análisis eléctrico que era posible lograr el incremento en el intercambio entre ambas áreas mediante enlaces en 230 o 500 kv. Página No. 214 Noviembre de 2014

215 Con un enlace a 500 kv es posible aumentar el límite de intercambio entre los subsistemas Oriental y Occidental, pasando de 890 MW a 1776 MW con la entrada de la subestación Chiriquí Grande 500/230 kv y la subestación Panamá III 500/230 kv, quedando conformados los siguientes circuitos: Chiriquí Grande Panamá III a 500 kv, línea de doble circuito (2 circuitos) de 330 km, con sus respectivos reactores de línea, tres transformadores de 500/230 kv de 500 MVA en la subestación Chiriquí Grande y tres transformadores 500/230 kv de 500 MVA en la subestación Panamá III. Un SVC de +150/-30 MVAR en la subestación Panamá III. Con un enlace a 230 kv el límite de intercambio entre los subsistemas Oriental y Occidental, llega a 1588 MW saliendo de la subestación Chiriquí Grande 230 kv y llegando a la subestación Panamá III 230 kv, con una subestación intermedia en Punta Rincón 230 kv, quedando conformados los siguientes circuitos: Chiriquí Grande Punta Rincón 230 kv con dos líneas de doble circuito (4 circuitos), con una longitud de 189 km Punta Rincón Panamá III a 230 kv con dos líneas de doble circuito (4 circuitos), con una longitud de 161 km. Un SVC de +150/-30 MVAR en la subestación Panamá III Compensación capacitiva de 120 MVAR adicionales en la subestación Panamá III Para la definición de posibilidades de expansión entre Oriente y Occidente se consideró poder contar con una solución que permita operar el sistema teniendo en cuenta la intención de repotenciar los primeros circuitos a 230 kv entre Veladero-Llano Sánchez-Panamá (Línea 1). De los análisis realizados se concluye que con las dos alternativas es posible realizar la repotenciación de estos circuitos. 8.7 CÁLCULO DE COSTOS DE INVERSIÓN A partir de los resultados obtenidos mediante el modelo de expansión, y teniendo en cuenta el análisis eléctrico detallado de largo plazo, se tiene que el plan de expansión de líneas del SIN se conforma por los siguientes proyectos: Conexiones de generadores: Se toman como red fija y no se evalúan por ser necesarios para la entrada de los proyectos definidos en el plan de generación, esos refuerzos se desarrollarían como conexión en caso de que las plantas entren al sistema, y de los cuales se destaca la Nueva subestación Chiriquí Grande 230 kv en el Refuerzos del SIN: Se plantean los siguientes proyectos teniendo en cuenta tanto los resultados del modelo de expansión como los análisis eléctricos de largo plazo: Proyecto A1. Línea Chiriquí Grande Panamá III 500kV de doble circuito (2 circuitos) para el El costo de inversión aproximado es de B/. 474 millones Proyecto A2. Línea Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III 230 kv 2 líneas de doble circuitos (4 circuitos) para el 2020, más la compensación capacitiva adicional en Panamá III (120 MVAR), más las líneas de refuerzo identificadas según la tabla 8-1. El costo total aproximado de inversión es de B/. 475 millones. Adicionalmente, esta alternativa requiere para los años posteriores al 2023 un refuerzo de expansión de transmisión entre occidente-oriente, identificado como una nueva Página No. 215 Noviembre de 2014

216 línea de doble circuito de 230 kv, aproximadamente para el año 2026 con un costo de inversión estimado de B/. 157 millones. Teniendo en cuenta los proyectos del plan de expansión, se procede a modelar en el SDDP el sistema con los refuerzos planteados Costos de las pérdidas. Para la valoración económica, las pérdidas se convierten a energía (MWh) considerando el factor de carga de los años 2020, 2023 y La valoración se realiza tomando como base la alternativa 1 y calculando la diferencia de las pérdidas con respecto a la alternativa 2. Se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones para los costos de las pérdidas: Costo de la energía: Costo Marginal promedio entregado calculado por el SDDP. Año Costo Marginal ($/MWh) Referencia Solo Gas Renovables Factor de carga y factor de pérdidas Año F.C. F.P Pérdidas calculadas para el 2020, 2023 y Año Pérdidas -A1-500 kv Pérdidas -A2-230 kv Referencia Referencia , , , , , ,031 Página No. 216 Noviembre de 2014

217 Valoración de las pérdidas para los años simulados: 2020, 2023 y Año Valoración de Pérdidas ($) kv Valoración de Pérdidas ($) kv Referencia Solo Gas Renovables Referencia Solo Gas Renovables ,776,162 35,257,608 33,635,646 47,150,559 49,218,615 46,954, ,323,830 53,306,644 46,632,073 57,756,230 80,336,198 70,277, ,686,020 63,710,320 58,396,379 82,054,425 87,586,904 80,281,468 De las tablas anteriores se puede observar que la alternativa 2 (Conexión entre Occidente y Oriente a 230 kv) es la que presenta mayores pérdidas para todos los años analizados. Se calculó la diferencia entre las dos alternativas tomando como base la alternativa 1 y la diferencia se incluye como un costo adicional a la alternativa 2 de 230 kv en la evaluación económica. Año Valoración de Pérdidas ($) - Diferencia Referencia Solo Gas Renovables ,374,397 13,961,007 13,318, ,432,400 27,029,554 23,645, ,368,405 23,876,583 21,885, RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE BENEFICIOS RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 1: Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 kv (2 circuitos) para el 2020 (A1) El costo operativo del SIN incluyendo este proyecto se muestra en la Figura 8-3 para el horizonte de simulación hasta el 2028, del cual se puede apreciar que en todos los escenarios el costo operativo se aproxima al caso ideal, corroborando que el refuerzo es efectivo en cuánto a que permite optimizar energéticamente los recursos del SIN. El escenario que logra el mayor ahorro es el de referencia y en el caso de escenario de solo gas el ahorro logrado es muy reducido, dado que el margen de optimización es poco aunque el refuerzo hace que el despacho con red sea casi igual al ideal. Página No. 217 Noviembre de 2014

218 Figura 8-3 Costos Operativos con A1 en 2020 El resultado esperado en la curva de relación B/C para esta alternativa en cada escenario se muestra en la Figura 8-4. La tasa para la evaluación es del 12% para un período de recuperación de la inversión de 30 años. Figura 8-4 Probabilidad acumulada B/C con A1 en 2020 La alternativa a 500 kv desde el 2020 se plantea como un refuerzo eficiente para el desarrollo de la expansión en el escenario de referencia, en el cual se tiene una expansión de generación hidráulica importante en el occidente del SIN que requiere de refuerzos para llevar la energía hacia el oriente sin que se presente atrapamientos. Para el escenario de referencia el proyecto tiene una relación B/C entre 1.85 y 2.50 según la serie hidrológica que se presente, lo que permite que se pueda recomendar para éste escenario. Página No. 218 Noviembre de 2014

219 Para los escenarios de renovables y solo gas el proyecto no representa una relación B/C que lo justifique. El resultado se basa en el sentido de que en esos escenarios la nueva generación aparece despachada por mérito con o sin refuerzos, y el desplazamiento de ésta generación mediante generación hidráulica más barata desde el occidente no logra compensar el costo de inversión de éste refuerzo. Si se cumplen los supuestos de generación planteados en esos escenarios, cumpliendo con las fechas de entrada, costos, despachos y disponibilidad teóricos de cada escenario, no se vería conveniente hacer el refuerzo, lo cual desde el punto de vista operativo representa un riesgo para la operación futura, además de que no sería conveniente realizar los trabajos de repotenciación de la red a 230 kv, dado que el sistema estaría en riesgo de colapso ante contingencias RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 2: Línea Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III 230 kv (4 circuitos) para el 2020 (A2) El costo operativo del SIN incluyendo esta alternativa se presenta en la Figura 8-5 para el horizonte de simulación hasta el 2028, con un resultado similar al caso A1 en el cual ve que en todos los escenarios el costo operativo se aproxima al caso ideal, siendo que el refuerzo también es efectivo para la optimización energética de los recursos del SIN. El escenario que logra el mayor ahorro es el de referencia y el menor el de solo gas, siendo que el margen de optimización es reducido y el refuerzo logra que el despacho con red sea casi igual al ideal. Figura 8-5 Costos Operativos con A2 en 2020 El resultado de la curva de relación B/C para esta alternativa en cada escenario se presenta en la Figura 8-6. Página No. 219 Noviembre de 2014

220 Figura 8-6 Probabilidad acumulada B/C con A2 en 2020 La alternativa a 230 kv desde el 2020 también aparece como un refuerzo adecuado para la expansión en el escenario de referencia. Para éste escenario el proyecto tiene una relación B/C entre 1.60 y 1.72 según la serie hidrológica que se presente, en el escenario de renovables no se logra una relación B/C mayor a 1 en ninguno de los casos de despacho y tampoco es viable para el escenario de solo gas en los despachos analizados. El resultado visto desde el punto de vista financiero indica que la alternativa A2 es menos recomendable que la A1 debido a que tiene una inversión mayor, adicionalmente se debe tener en cuenta varios aspectos de la valoración que no se evidencian mediante el SDDP, entre los cuales se destacan los siguientes: Tanto en la A1 como A2 los beneficios por reducción en el costo operativo son prácticamente iguales. Los costos de inversión de las alternativas no tienen en cuenta el detalle de la dificultad predial que puede conllevar la A2 sobre la A1, por que la alternativa a 230 kv requiere un corredor para 2 líneas de doble circuito y refuerzos adicionales mientras que la A1 eventualmente puede requerir un corredor más reducido. 8.9 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ELÉCTRICO CON LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES. Los siguientes análisis presentan el comportamiento de las alternativas de transmisión analizadas, considerando las transferencias de energía del Mercado Eléctrico Regional (SIEPAC) la cual se espera entre en operación en el 2014 y tenga un intercambio máximo de 300 MW. Adicionalmente, también Página No. 220 Noviembre de 2014

221 se considera la integración Energética Panamá Colombia la cual se espera que entre en operación en el 2018 y tenga una capacidad de transporte de 400 MW RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 1: Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 kv (2 circuitos) para el 2020 (A1) Para esta alternativa se analizaron los siguientes casos: Importación de Panamá desde Costa Rica por 300 MW y Exportación de Panamá a Colombia por 400 MW, esta es la condición más exigente el sistema de transmisión dado que se concentra toda la generación de Occidente en las épocas de lluvia y se requiere transmitir toda la potencia a la zona Oriente, esto produce la mayor utilización de la conexión Occidente Oriente, desde el punto de vista de flujo de carga y análisis de contingencia se observa que se pueden operar, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad en la operación. Exportación de Panamá hacia Costa Rica por 300 MW e importación de Panamá desde Colombia por 400 MW, desde el punto de vista de flujo de carga y análisis de contingencia se observa que se pueden operar, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad en la operación. Importación de Panamá desde Costa Rica por 300 MW e importación de Panamá desde Colombia por 400 MW, en esta condición se observa que se disminuyen los flujos entre Occidente y Oriente dado que parte de la demanda de Oriente es alimentada desde Colombia y de Occidente por Costa Rica, en esta condición desde el punto de vista de flujo de carga y análisis de contingencia también se observa que se puede operar, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad en la operación. Exportación de Panamá hacia Costa Rica por 300 MW y Exportación de Panamá desde Colombia por 400 MW, desde el punto de vista de flujo de carga y análisis de contingencia se observa que se pueden operar cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad en la operación. Con esta alternativa se observa que se pueden aprovechar las interconexiones internacionales en las cuales se ve inmersa la red de transmisión de ETESA y permite intercambiar las potencias máximas que hasta el momento han sido identificadas por los distintos promotores de los proyectos. Esta obra de interconexión Occidente Oriente, brinda la posibilidad al sistema de contar con los recursos de generación hidráulicos a menor costo y poder transmitirlos de Occidente hacia Oriente y adicionalmente se puede importar o exportar los flujos excedentes e importar potencia en los casos que se requiera desde las interconexiones internacionales aprovechando no solo los recursos propios, sino también los de los países vecinos RESULTADOS PARA LA ALTERNATIVA 2: Línea Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III 230 kv (4 circuitos) para el 2020 (A2) Para esta alternativa se analizaron los mismos casos que en la alternativa 1, en esta alternativa se observó que a partir del 2026 se requiere el refuerzo de un tercer doble circuito Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III a 230 kv, para cumplir con los criterios de seguridad y calidad en la operación, con este refuerzo se pueden cumplir todas las condiciones de operación descritas en el numeral Página No. 221 Noviembre de 2014

222 Aunque las dos alternativas cumplen con la expectativa de importación y exportación con las Interconexiones Internaciones de Colombia y Costa Rica en cualquiera de las condiciones de intercambio que se puedan presentar, se considera la alternativa 1 como la más recomendable desde el punto de vista técnico y económico, ya que no requiere de refuerzos de transmisión adicionales. Página No. 222 Noviembre de 2014

223 9.1 MODELOS ESTOCÁSTICOS DE FALLAS CAPÍTULO 9: RESULTADOS DE CONFIABILIDAD De acuerdo con las estadísticas se presentan relativamente pocas salidas forzadas de las líneas del sistema de transmisión y los transformadores prácticamente no presentan salidas forzadas Parámetros de Confiabilidad de Líneas Dada la escasa cantidad de eventos por línea, tanto de las de 115 kv como las de 230 kv, la muestra no es lo suficientemente representativa como para hacer un tratamiento individual. Por consiguiente, se definió agrupar las líneas por nivel de tensión para calcular sus parámetros: tasas de fallas (λ) tiempos de reparación promedio En el proceso de cálculo de las tasas de falla (λ) se contabilizan las fallas en líneas de un mismo nivel de tensión para cada año y se dividen sobre la cantidad de km de línea instalados al mismo nivel de tensión, obteniéndose así las tasas de falla en número de salidas anuales por cada 100 km y por cada año. Posteriormente, se calcula la tasa promedio de salidas para el respectivo nivel de tensión, el cual corresponde al promedio aritmético de las tasas de falla anuales. Para el cálculo del tiempo promedio de reparación se calcula primero el número de fallas y su duración acumulada para cada año y cada nivel de tensión. El tiempo promedio de reparación corresponde al cociente entre el promedio aritmético de las duraciones acumuladas de cada año y el promedio aritmético de fallas, calculados para cada nivel de tensión. En la Tabla 9-1 se resumen los parámetros promedio de falla para las líneas a 230 kv, calculados con base en la estadística de estas líneas desde 2010 hasta Es importante mencionar que las tasas de falla se estandarizan a líneas equivalentes de 100 km de longitud. Se encuentra que las duraciones promedio anuales de fallas en las líneas a 230 kv varía entre 2.51 y 5.13 h, y el promedio aritmético de las duraciones anuales es de 3.65 h. Este valor corresponde al total de horas fuera de servicio por salidas forzadas de todas las líneas dividido entre el número de salidas reportadas en el horizonte Adicionalmente, en la red de 230 kv se presentan entre 18 y 36 fallas anuales, y la tasa de falla anual en estas líneas varía entre 0.01 y 0.02 F/a, con un promedio aritmético de F/a. Página No. 223 Noviembre de 2014

224 Tabla 9-1 Estadísticas de falla anuales para líneas a 230 kv Año km. de líneas Eventos Horas Fuera de Servicio Eventos/km Horas Fuera de Servicio por cada evento , , , Promedio En la Tabla 9-2 se resumen los parámetros promedio de falla para las líneas a 115 kv, calculados con base en la estadística para estas líneas desde 2010 hasta Año Tabla 9-2 Km. de líneas Estadísticas de falla anuales para líneas a 115 kv Eventos Horas Fuera de Servicio Eventos/ km Horas Fuera de Servicio por cada evento Promedio Se encuentra que las duraciones promedio anuales de fallas en las líneas a 115 kv varía entre 0.55 y 3.51 h, y el promedio aritmético de las duraciones anuales es de 1.74 h. Adicionalmente, en la red de 115 kv se presentan entre 17 y 18 fallas anuales, y la tasa de falla anual en estas líneas varía entre 0.06 y 0.06 F/a, con un promedio aritmético de F/a. En la Tabla 9-3 se resumen los parámetros de líneas hallados y utilizados en el modelo de fallas en líneas para las simulaciones de confiabilidad. Tabla 9-3 Parámetros del modelo de fallas para líneas utilizados Tensión [kv] Frecuencia [F/añokm] D. Promedio [H] 230 kv kv Página No. 224 Noviembre de 2014

225 Se aprecia que la tasa de ocurrencia de fallas de líneas a 115 kv es más de tres veces la de las líneas a 230 kv, y que los tiempos de reparación son más largos en los circuitos de 230 kv Parámetros de Confiabilidad de Transformadores Para el caso de los transformadores, no se dispone de estadísticas de falla suficientes, ya que para este tipo de equipos se requiere historia de al menos 20 años para determinar sus características operativas dentro del sistema en particular donde están ubicados. Las únicas indisponibilidades registradas en transformadores se han debido a mantenimientos una vez al año durante 22 horas, los cuales generalmente se realizan durante un fin de semana buscando reducir al mínimo los racionamientos que se pudiesen ocasionar. Alternativamente, si se dispone de generación en 115 kv, aún costosa, es posible hacer uso de ella para disminuir aún más dicho racionamiento. Por otra parte, las estadísticas internacionales estiman que un transformador sólo debería fallar en promedio una vez cada 10 años. Con referencia en todo lo anterior, para las simulaciones de confiabilidad, se consideró entonces para estos equipos una tasa de fallas de 0.10 F/año con una duración promedio de 22 h en el tiempo de reparación. 9.2 MODELO DE CARGA Las condiciones operativas modeladas para cada año corresponden a las siguientes: Demanda máxima, estación de invierno, con una duración anual estimada del 14.75%. Demanda máxima, estación de verano, con una duración anual estimada del 7.27 %. Demanda Media, estación de invierno, con una duración anual estimada del 30.71%. Demanda Media, estación de verano, con una duración anual estimada del 15.13%. Demanda mínima, estación de invierno, con una duración anual estimada del %. Demanda mínima, estación de verano, con una duración anual estimada del %. 9.3 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA Como ya se mencionó, el análisis de confiabilidad se realiza para las seis situaciones operativas modeladas. Los resultados totales anuales, se obtienen a partir de los indicadores encontrados bajo cada situación operativa ponderados base en el tiempo que cada uno de ellos tiene lugar durante el año. En la Tabla 9-4 se presentan los indicadores de confiabilidad globales para el sistema de transmisión durante el horizonte analizado ( ). Tabla 9-4 Indicadores anuales de confiabilidad Indicador Unidad SAIFI F/a CAIFI SAIDI F/Ca h/ca Página No. 225 Noviembre de 2014

226 Indicador Unidad CAIDI h ASAI - ASUI - ENS Demanda MWh/a MWh/a VERE % SAIFI: CAIFI: SAIDI: CAIDI: % % % % % % 7, , , , , , % 0.078% 0.065% Frecuencia de interrupción promedio del sistema, Salidas/C-Año Frecuencia de interrupción promedio por usuario, Salidas/C-Año Duración de interrupción promedio del sistema, Horas/Año Duración de interrupción promedio por usuario, Horas/C-Año ASAI: Disponibilidad de servicio promedio, % ASUI: Indisponibilidad de servicio promedio, % ENS: DEM: Energía no suministrada, MWh/Año Demanda anual de energía del sistema, MWh Los resultados muestran que a pesar de los proyectos de expansión en generación y transmisión propuestos, en el horizonte de corto plazo el sistema de transmisión tendría valores esperados de energía no suministrada ligeramente crecientes desde 7200 MWh/Año en 2014 hasta 7208 MWh/Año en 2016, que representan el 0.075% y 0.065% respectivamente lo cual está un poco por encima de referencias internacionales que recomiendan como máximo 0.01%. La Figura 9-1 muestra de manera gráfica la ENS por confiabilidad detallada por cada período año, donde se observa que es creciente. Puede observarse que el periodo de mayor racionamiento esperado será el año 2015, en el que la energía no suministrada acumulada en los tres períodos puede alcanzar los 7976 MWh, que corresponde al 0.078% de la demanda de ese período. Se observa una disminución en la energía no suministrada en 2016 debida principalmente a entrada de los proyectos de expansión de la Transmisión del sistema. Página No. 226 Noviembre de 2014

227 Figura 9-1 ENS por año modelado [MWh] El SAIFI indica que se espera una frecuencia de interrupción promedio del sistema del orden de 0.6 Salidas/Año para el año 2014 incrementándose a 2.08 Salidas/Año en 2016, lo que significa una expectativa relativamente alta de indisponibilidad del conjunto generación transmisión. Página No. 227 Noviembre de 2014

228 CAPÍTULO 10: ANÁLISIS ELÉCTRICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LARGO PLAZO El Reglamento de Transmisión establece en su Artículo 119 que los valores de factor de potencia de los distribuidores y grandes clientes en su punto de interconexión con el Sistema Principal de Transmisión, a partir del 1 de enero de 2007 debe ser de 0.9(-) a 0.98(-) para valle nocturno (10:00 pm a 5:00 am) y de 0.97(-) a 1.00(-) para el resto del día. Los análisis eléctricos realizados en este informe han tomado en cuenta lo establecido en este artículo. Los resultados de los estudios eléctricos para el período para el Escenario de Referencia con proyección de demanda media del Plan indicativo de Generación, se explican en el presente capítulo. Se realizaron estudios de flujo de carga, estabilidad dinámica y cortocircuito, para condiciones de demanda máxima y mínima, para los periodos seco y lluvioso a largo plazo. En los anexos III-11 (Flujo de Potencia), III-12 (Cortocircuito) y III-13 (Estabilidad Transitoria) se encuentran los resultados de estas simulaciones. Cabe mencionar que al desarrollar el Plan de Expansión, no se ha considerado la Interconexión con Colombia ya que se ha pospuesto la fecha de entrada en operación de este proyecto. En los próximos planes de expansión se actualizará esta información, cuando se definan las fechas del mismo. Página No. 228 Noviembre de 2014

229 CONSIDERACIONES: Los análisis eléctricos presentados en el presente capítulo toman en cuenta los siguientes aspectos: DEMANDA El pronóstico de demanda modelado para los análisis eléctricos, se presenta en los Estudios Básicos (Tomo I del PESIN) y corresponde a la proyección de demanda con crecimiento medio o moderado. La distribución de la carga por barras y participante consumidor, se realiza con base a información entregada por los distribuidores y al informe indicativo de demandas elaborado por el CND (noviembre de 2013). GENERACIÓN Se utiliza el escenario de referencia presentado en el Plan Indicativo de Generación 2014 (Tomo II del PESIN). Lo anterior quiere decir que las fechas de entrada de los diferentes proyectos de generación se referencian a dicho documento. TRANSMISIÓN Todos los refuerzos (expansiones) del Sistema Principal de Transmisión presentados en este capítulo, son el resultado de los estudios eléctricos en régimen permanente, tanto en estado de red completa (N-0) como en estado de red incompleta (N-1). Por lo tanto, los refuerzos (expansiones) presentados en el presente Tomo III del Plan de Expansión, responden al requerimiento que muestra el SIN para cumplir con el horizonte de generación presentado en el Tomo II Plan de Generación 2014, abasteciendo la demanda presentada en el Tomo I Estudios Básicos 2014, de la manera más eficiente y en cumplimiento al despacho económico. Las fechas de entrada de los diferentes refuerzos al Sistema Principal de Transmisión (SPT), han sido actualizadas en la presente revisión al Plan de Transmisión y verificadas por la Gerencia de Proyectos de ETESA. En el Anexo III-10 se muestran los modelos dinámicos para las unidades de generación, excitadores, gobernadores y estabilizadores, modelados en la Base de Datos de ETESA 2014 y que son utilizados en los estudios de estabilidad dinámica y flujos de carga (soluciones bajo respuesta de gobernadores). En este anexo se muestran detalles de diagramas de bloques y parámetros utilizados para modelar la respuesta de los generadores. Página No. 229 Noviembre de 2014

230 10.1 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con base al escenario de referencia mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el año Proyectos de Generación Considerados - Año 2019 Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Operación Proyecto MW Tecnología (Subestación) Año Mes ene Potrerillos 4.17 Hidroeléctrico - De Pasada Caldera 34.5 kv 2018 ene Punta Rincón* Térmico - Carbón Punta Rincón (MPSA) ene Margarita Eólico Las Margaritas 2019 ene Toabré Eólico Antón Total a Ingresar (MW) = * Adiciona únicamente el excedente como capacidad instalada. Lo mostrado en el cuadro es el total instalado. Para el proyecto hidroeléctrico Potrerillos se ha asumido su conexión en la subestación Caldera a nivel de 34.5 kv. El agente no ha elaborado estudio de conexión para el proyecto hidroeléctrico, ni ha suministrado información reciente respecto al estado de avance del mismo. Por lo tanto el agente deberá confirmar el punto de conexión y su vigencia en la gestión del proyecto. La central térmica de Punta Rincón alimentará el proyecto minero de Petaquilla, propiedad de Minera Panamá, S.A. El agente ha informado que se vinculará al sistema por medio de una línea de transmisión a nivel de 230 kv en doble circuito de aproximadamente 100 km de longitud, directamente a la subestación de Llano Sánchez. Esta línea será seccionada a 60 km de Llano Sánchez en la nueva subestación de Petaquilla (230/34.5 kv) para alimentar el sitio minero. De manera adicional se ha suministrado información sobre los pronósticos de demanda del sitio minero, curvas diarias de carga-generación del proyecto y previsiones sobre los retiros e inyecciones al SIN 26. Por lo tanto, el modelado de la central de generación y del sitio minero se ha adoptado de información recibida por parte del agente. Debido a que la central térmica tiene capacidad de generación excedente, éste será comercializado al Mercado Mayorista de Electricidad y su generación se reflejará en el nodo de Llano Sánchez 230 kv. Por lo tanto, Punta Rincón no se considera como capacidad instalada añadida al plantel de generación, únicamente el excedente que será ofertado puede considerarse en este sentido. Para el año 2019 ingresa únicamente generación de tipo eólica, en un total de 152 MW. El proyecto eólico Las Margaritas con capacidad instalada de 50 MW ha informado que su conexión al sistema será por medio de una subestación en el sector de Chepo, seccionado el circuito 230-1A (Bayano Pacora). El agente no ha entregado los estudios eléctricos de viabilidad de conexión, por lo tanto no se cuenta con información para el modelado de la central, por lo que se ha asumido valores estándar para los elementos que componen la central eólica. 26 Para el año 2018, Minera Panamá, S.A. ha informado que la demanda interna de Petaquilla será de 182 MW y la autogeneración neta será de 258 MW. Por lo tanto se inyectará efectivamente al SIN 76 MW aproximadamente. Página No. 230 Noviembre de 2014

231 La central eólica Tobaré se vinculará al SIN por medio de la nueva subestación Antón (230/34.5 kv) de Fersa Panamá S.A., la cual seccionará el tramo Llano Sánchez Chorrera de la tercera línea (ambos circuitos). El proyecto cuenta con viabilidad de conexión definitiva y el agente ha suministrado el estudio de conexión con la información requerida para el correcto modelado de la central CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Con base a la alternativa de expansión recomendada por ETESA en el presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, se presentan las obras de transmisión a ejecutarse durante los años 2018 y Algunas de estas obras aparecen en versiones anteriores del Plan de Expansión y se mantienen vigentes en la presente versión. Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Años 2018 y 2019 Proyecto Fecha Línea a Darién. Doble circuito en 230 kv Panamá II - Chepo (42 km) y línea sencilla Chepo - Metetí (170 km). Incluye las nuevas subestaciones Chepo enero kv y Metetí 230 kv. Expansión Panamá-Cáceres, subterráneo en 115 kv. enero 2019 Aumento de la capacidad de conducción de la línea 2 (Guasquitas-Panamá II) a 400 MVA/Cto. agosto 2019 Nueva subestación Vacamonte 230 kv, con línea de AT de 16 km en 230 kv doble circuito Chorrera - Vacamonte. septiembre de 2019 En el documento Definición de Política y Criterios para la Revisión del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014 emitido por la Secretaría Nacional de Energía (SNE) 27, punto 3.1 Sistema Interconectado Nacional, se indica a ETESA incluir en el Plan de Expansión de Transmisión la integración del sector de Panamá Este para que esté listo a corto plazo (no más de cuatro años), en especial para la Provincial del Darién, a través de una línea de transmisión que vincule la subestación de Panamá II a esta provincia. En este sentido, a partir del Plan de Expansión de Transmisión 2013 se incluye el proyecto de una nueva línea de transmisión a nivel de 230 kv de aproximadamente 215 km de longitud, que vincule la subestación de Panamá II y la Provincia de Darién. En el presente Plan de Expansión se ha restructurado dicho proyecto, manteniendo el objetivo de integrar Darién y con la idea de reforzar el sistema de transmisión del sector este de Panamá, se propone una nueva línea de transmisión de 42 km aproximadamente de longitud partiendo desde S/E Panamá II y llegando a la nueva subestación Chepo 230 kv. Con ello se brindará un nuevo punto de conexión a futuros proyectos de generación (sobre todo solares y eólicos) a desarrollarse en la zona este del País y de manera adicional una nueva subestación que provea de conexión a la distribuidora ENSA para el desarrollo del sistema de distribución al este de la Ciudad de Panamá. Finalmente se desarrollará un circuito de 230 kv de 170 km de longitud aproximada Chepo Metetí, para interconectar la provincia de Darién al resto del SIN, por medio de la futura subestación Metetí 230 kv. La expansión Panamá Cáceres, subterránea a nivel de 115 kv nace a partir de la necesidad de ampliar la capacidad de transmisión de este corredor de 0.8 km de longitud, ya que de los análisis de flujos de carga sobre la red de 115 kv en la ciudad capital se ha identificado que los actuales circuitos y están próximos a alcanzar su límite térmico en estado de emergencia con el disparo de alguno 27 Nota No del 12 de febrero de Página No. 231 Noviembre de 2014

232 de estos circuitos. Este proyecto deberá darse en coordinación con ENSA, el cual presentó entre sus expansiones un respaldo a S/E Santa María desde Cáceres. Es necesario advertir que el sistema requiere de una descentralización de la carga concentrada en el nodo de Panamá 115 kv y para ello se está coordinando con las empresas distribuidoras a manera de planificar la migración de carga hacia la futura subestación Panamá III y de esta manera aumentar la confiabilidad de suministro. De los estudios de flujo de carga se identifican restricciones en el corredor Panamá Cáceres en estado de contingencia para el año 2016, el cual se ve aliviado con el ingreso de la nueva subestación Panamá III y el cambio de configuración de la red de 115 kv de las empresas distribuidoras, sin embargo de seguir la tendencia de carga acumulada en la subestación Panamá, será requerido el refuerzo propuesto por ETESA. A manera de lograr el mejor provecho del corredor Guasquitas Panamá II (línea 2), se propone el aumento de capacidad de esta línea de transmisión por medio del refuerzo a estructuras y el aumento de los claros mínimos mediante análisis por tecnología LIDAR del corredor completo. Con los trabajos realizados se estima que la línea completa podría aumentar su capacidad de 275 MVA a 400 MVA por circuito. Debemos recordar que el corredor Guasquitas Panamá II se encuentra en operación desde el año 2006 y cuenta con capacidad remanente para ejecutar este proyecto. Con el objetivo de habilitar un nuevo punto de conexión a futuras centrales de generación térmicas y a manera de realizar una gestión eficiente para la evacuación de energía para centrales de generación en futuras licitaciones de energía, se presenta el proyecto de la nueva subestación Vacamonte 230 kv. El proyecto contempla el desarrollo 16 km de circuito en 230 kv en doble terna, desde subestación Chorrera hasta la futura subestación de Vacamonte. De esta manera se habilitará un nodo de conexión adicional cercano al centro de carga, para la adición de generación al SIN CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión, deberá coordinar con las Empresas Distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado con los agentes distribuidores sobre las obras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el año Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa Nueva Subestación Las Tablas 115 kv EDEMET Nueva Línea La Arena Las Tablas en 115 kv EDEMET Nueva Línea El Higo Coronado en 115 kv EDEMET Nueva Subestación Coronado 115/34.5/13.8 kv EDEMET Nueva subestación Costa del Este 115/13.8 kv T3 en subestación Tinajitas La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: ENSA ENSA Página No. 232 Noviembre de 2014

233 Nueva S/E en el sector de Las Tablas. Contará con un transformador de 30 MVA 115/34.5/13.8 kv. La alimentación propuesta para la S/E Las Tablas 115kV será a través una nueva línea de 115kV desde la S/E La Arena. La nueva línea de transmisión La Arena Las Tablas, comprende la construcción de aproximadamente 35kms de línea primaria de Alta Tensión (115 kv) con conductor 636 ACSR en circuito sencillo y con poste de concreto (y telescópico). Nueva línea El Higo - Coronado de 21kms de línea primaria de Alta Tensión (115kV) con conductor 636 ACSR, desde la S/E El Higo hasta la nueva S/E Coronado. Se construirá con postes telescópicos ó de concreto en circuito sencillo. La nueva S/E de Coronado, ubicada en el distrito de Chame, con un Transformador de Potencia con capacidad de 30MVA y voltajes de servicio de 115/34.5/13.8 kv. La empresa de distribución Elektra Noreste, S.A. (ENSA) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: La nueva subestación de Costa del Este con capacidad de transformación de 50 MVA en su primera etapa y con tensiones de servicio de 115/13.8 kv. La subestación se vinculará al sistema por medio de una nueva línea subterránea en 115 kv desde Monte Oscuro con longitud aproximada de 5.2 km, en doble circuito. De manera adicional se contempla un refuerzo entre Panamá III y Santa María en 115 kv, ya que las subestaciones de Monte Oscuro y Costa del Este se alimentarán de manera radial desde la subestación de Santa María. Adición del tercer transformador de potencia en la subestación de Tinajitas, con capacidad de 30/40/50 MVA y tensiones de operación de 115/13.8 kv. La Empresa de Distribución Eléctrica de Chiriquí (EDECHI) no presentó expansiones para el periodo bajo análisis PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW) a considerarse en las simulaciones de los estudios eléctricos, para los escenarios del año Demanda Modelada - Año 2019 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 1, (-) Media 1, (-) Mínima 1, (-) Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, de acuerdo al Artículo 119 del Reglamento de Transmisión, las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Página No. 233 Noviembre de 2014

234 Sistema Principal de Transmisión tienen la obligación de mantener los siguientes "valores tolerados" del factor de potencia: Horas de valle nocturno (Dmín) = 0.90(-) a 0.98(-). Resto del día (Dmax y Dmed) = 0.97(-) a 1.00 (-) En los escenarios del Plan de Expansión se asumirá que, durante el periodo de demanda máxima y media, el factor de potencia será de 0.97 por ser el escenario más exigente desde el punto de vista de transmisión. Durante el periodo de demanda mínima se asumirá RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año 2019 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo seco del año Esquema de Generación para la Época Seca 2019 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO Página No. 234 Noviembre de 2014

235 El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI Potrerillos POT Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagre NCHG Las Margaritas MRG G Toabré TOAG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí - ENEL) SJU Cerro Patacón (Biogás) CEP BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Página No. 235 Noviembre de 2014

236 Telfers TELG1 - TELG2 - TELG Punta Rincón PRIG1 - PRIG Turbina de Gas Natural (Ciclo Abierto) TELG1 - TELG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Fortuna FORG1-FORG2-FORG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Termo Colón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG BLM Ciclo BLMG5-BLMG6-BLMG8-BLMG Chitré CHI4.16A Capira CAPG9-CAP4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE. Enero, febrero y marzo como meses modelo. Durante el periodo seco BLM Carbón, está compuesto por 3 unidades de vapor (G2, G3 y G4), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Punta Rincón es la central térmica que alimenta el proyecto minero de Petaquilla. Por lo tanto, el mínimo a despachar por esta central será la demanda del sitio minero. A continuación el listado de mérito para las unidades de generación, durante el periodo lluvioso del año 2019: Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2019 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Página No. 236 Noviembre de 2014

237 Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Página No. 237 Noviembre de 2014

238 Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI Potrerillos POT Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagre NCHG Las Margaritas MRG G Toabré TOAG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí -ENEL) SJU Cerro Patacón (Biogás) CEP Fortuna FORG1-FORG2-FORG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG4 - BLMG Telfers TELG1 - TELG2 - TELG Punta Rincón PRIG1 - PRIG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Turbina de Gas Natural (Ciclo Abierto) TELG1 - TELG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Termo Colón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG Capira CAPG9-CAP4.16A Chitré CHI4.16A Miraflores G5 MIRG Página No. 238 Noviembre de 2014

239 Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE. Agosto, septiembre y octubre como meses modelo. Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Punta Rincón es la central térmica que alimenta el proyecto minero de Petaquilla. Por lo tanto, el mínimo a despachar por esta central será la demanda del sitio minero Época Seca en Demanda Máxima Despacho de Generación Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada con generación al mínimo permisible por las unidades generadoras. Con ello se simula una estación seca extrema. El total despachado corresponde a 30.76% de la demanda del periodo (1, MW). Las centrales eólicas se despachan al 70% de su capacidad instalada, simulando el buen aporte de recurso eólico propio de la estación seca. El total despachado en eólico corresponde a 15.02% de la demanda nacional. Las centrales solares por su parte despachan el 70% de su capacidad instalada, por ser un periodo de verano con mayor aporte de radiación solar para la generación de energía fotovoltaica. En conjunto se despacha 54.6 MW, que corresponde a 2.68% de la demanda nacional. Finalizando la generación de energía a base de recursos renovales, la central térmica de biogás Cerro Patacón se despacha al 95% de su capacidad instalada (0.47% de la demanda nacional). Tomando en cuenta todas las tecnologías de generación renovables, se despacha efectivamente MW que corresponde a 48.92% de la demanda nacional. La central térmica de BLM Carbón se despacha con tres unidades a 33 MW cada una y la central de ciclo combinado de gas natural Telfers despacha 627 MW (2X207 MW + 1X213 MW) en configuración de 2+1 (30.75% de la demanda nacional). Punta Rincón inyecta 79 MW aproximadamente al SIN (reflejados en Llano Sánchez 230 kv), producto del excedente comercializado. Esta generación es a base de carbón y con ello el aporte de las centrales de este tipo de tecnología es de 8.25% de la demanda nacional. Se despachan los motores G6, G7, G8, G9 y G10 de la central térmica de Miraflores, la central de Pacora (3X16.95 MW) y marginando el precio del sistema la central Panam con 4 unidades a MW cada una. Página No. 239 Noviembre de 2014

240 Durante la máxima demanda del periodo seco no se despachan las centrales hidroeléctricas de embalse de Fortuna y Bayano, por contar con un precio superior. No se presentan violaciones a los criterios de seguridad operativa, por lo tanto se concluye que el sistema opera de manera correcta y segura. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda máxima de época seca del año Intercambios Durante el periodo de demanda máxima de época seca, se espera un intercambio de 458 MW entre el occidente y el centro de carga. La medición de los intercambios mostrados, se toman como referencia a la entrada de la Subestación de Llano Sánchez, sumando los flujos de potencia de los tres corredores de transmisión provenientes desde la Subestación de Veladero. No se tiene límites en los niveles de intercambios esperados para este periodo. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello, se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas Página No. 240 Noviembre de 2014

241 las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Seca 2019 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* N/A C9 Punta Rincón - G C10 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Seca 2019 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-MRG) C A (PAC-MRG) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-ANT) (EXPANSIÓN) C (LSA-ANT) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C34 Página No. 241 Noviembre de 2014

242 230-12D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PAN3) (EXPANSIÓN) C60 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Al evaluar las 60 contingencias encontramos la divergencia de la contingencia 9 (ciclo 1+1, Telfers). Si bien en el escenario que se analiza el ciclo combinado de Telfers no se despacha en configuración 1+1, es necesario advertir que esta es la contingencia más severa que podría suceder en los escenarios futuros, ya que con su suceso se desvinculan montos superiores a los 300 MW de potencia, causando un severo desbalance entre la carga y la generación. Esto puede causar el colapso del SIN, debido a la inestabilidad ocasionada. Debido a los grandes montos de potencia que se desvinculan por esta contingencia, se activarían los diversos esquemas de control suplementarios implementados en el SIN, sin embargo es necesario analizar con más detenimiento si los esquemas serán suficientes para evitar el colapso. Esta condición requerirá de mayores estudios por parte del Centro Nacional de Despacho Página No. 242 Noviembre de 2014

243 (CND) y del agente gestor del proyecto 28 para adoptar medidas operativas que eviten el colapso del sistema a causa de esta contingencia. El resto de las contingencias simuladas convergen mediante el método de gobernadores, sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Seca en Demanda Media Despacho de Generación Respecto al escenario de máxima demanda, se desplaza del despacho las centrales Panam, G6, G7, G8, G9 y G10 de Miraflores y Pacora, las cuales presentaban el mayor costo operativo. La central de Punta Rincón disminuye su aporte al SIN y queda marginando el despacho económico. Permanecen despachadas las centrales de Telfers (2+1) y BLM Carbón, con montos iguales a los presentados en el escenario de demanda máxima. El aporte de las centrales solares disminuye al 50% de su capacidad instalada y las centrales eólicas permanecen generado el 70% de su capacidad instalada. Las centrales hidroeléctricas de pasada permanecen despachando el mínimo permisible y no se despachan centrales hidráulicas de embalse por tener mayor costo de operación. Haciendo un análisis más detallado del despacho de generación, se puede afirmar que la demanda se alimenta en 36.13% por hidroeléctricas de pasada, 36.12% por medio de gas natural (Telfers), 17.64% por centrales eólicas, 6.20% por Carbón y el resto por centrales solares, biogás e intercambios con ACP. Bajo el despacho mencionado no existen violaciones a los criterios de seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época seca del año Intercambios Durante el periodo de demanda media se espera un intercambio aproximado de 473 MW entre el occidente y el centro de carga. 28 La empresa Panama NG Power, S.A. Página No. 243 Noviembre de 2014

244 No se esperan límites para los intercambios durante el periodo de demanda media. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias señalado en la sección anterior. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a 59 de las 60 contingencias, por medio de solución mediante gobernadores. Es necesario recordar la condición de inestabilidad que podría acontecer en el sistema, a causa del disparo de las unidades generadoras de la central de gas natural Telfers. No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema Época Seca en Demanda Mínima Despacho de Generación Respecto al escenario de demanda media, el despacho de generación desplaza la oferta de Punta Rincón (intercambios entre el SIN y Minera Panamá es de cero), Telfers disminuye su aporte para operar en ciclo combinado 1+1 con 313 MW (207 en TG en TV) 29 y la producción en las centrales solares es de cero ya que no hay radiación solar para la generación durante el periodo de mínima demanda (estas centrales no tienen dispositivos almacenadores). 29 Se ha asumido que el costo operativo de la central Telfers en configuración 2+1 no será muy distinto de operar en configuración 1+1. El agente deberá proporcionar información al respecto. Página No. 244 Noviembre de 2014

245 BLM Carbón permanece en el despacho por restricciones operativas. De igual forma no es posible desplazar completamente del despacho al ciclo combinado de Telfers. La generación eólica permanece entregando el 70% de su capacidad instalada. Debido a requerimientos del sistema por demanda, se ha tenido que mermar la generación de las centrales hidroeléctricas de pasada ya que la capacidad instalada es muy superior a la demanda esperada para la fecha, a pesar de no contar con recursos hídricos para la generación de energía. De un análisis de la composición del despacho de generación se puede observar que la demanda se alimenta en 36.37% en generación hidroeléctrica de pasada (a pesar de encontrases restringida), 26.65% en gas natural (Telfers), 26% en eólica y 8.43% en carbón. El resto lo aporta la central de biogás de Cerro Patacón e intercambios con ACP. El sistema cumple con los criterios de calidad y seguridad operativa bajo el despacho de generación descrito. Generación Obligada No se espera el despacho de generación obligada durante la demanda mínima del periodo seco del año Intercambios Se espera un intercambio de aproximadamente 311 MW, entre el occidente del SIN y el centro de carga en el extremo oriental. Los intercambios son medidos en la entrada de la Subestación Llano Sánchez, sumando los flujos de potencia de las tres líneas de transmisión que provienen desde la Subestación de Veladero. Página No. 245 Noviembre de 2014

246 El nivel de intercambio mostrado no tiene limitaciones y se encuentra afectado por el despacho de las centrales de carbón en BLM y el ciclo combinado de gas natural Telfers en el oriente del sistema, los cuales por restricciones operativas no pueden ser desplazados del despacho. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base, con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias mostrado con anterioridad. Se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias evaluadas exceptuando la C9 (disparo del ciclo de Telfers en 1+1). El resto de las contingencias evaluadas convergen por medio de la acción de los gobernadores de las unidades despachadas en el escenario (regulación primaria), sin violaciones a los criterios de seguridad operativa. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-11 del presente documento Época Lluviosa en Demanda Máxima Despacho de Generación Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada al 95% de su capacidad instalada, simulando el periodo lluvioso. Con ello se despacha efectivamente 1, MW en generación hidroeléctrica de pasada, lo cual corresponde al 63% de la generación efectiva del escenario. Se observa que se mantiene un alto porcentaje de abastecimiento de la demanda a partir de la generación hidroeléctrica de pasada. Siguiendo el orden de mérito establecido para el periodo, se despachan las centrales eólicas al 25% de su capacidad instalada. Con ello se despacha efectivamente MW que corresponde a 5.07% de la generación. Las centrales solares se despachan al 30% de su capacidad, lo que corresponde a 23.4 MW o 1.09% de la generación global y la central de Biogás de Cerro Patacón despacha 9.5 MW (corresponde a 0.44%). Al analizar la configuración del despacho de generación mencionado hasta el momento, notamos que 1,500 MW se producen a partir de fuentes renovables, lo cual corresponde al 69.6% del despacho de generación requerido para cubrir la demanda. En cumplimiento al orden de mérito establecido, la Central Fortuna se despacha a plena capacidad con tres (3) unidades a 95 MW cada una. Con ello se entrega el máximo disponible al occidente del sistema. Sumando la generación hidroeléctrica de pasada, la generación solar y la generación de la Central Fortuna, se tiene que 1,666 MW son despachados desde el extremo occidental del sistema. El despacho descrito supone el máximo rendimiento al sistema de transmisión ya que hasta el año 2019 aún no ingresa el cuarto corredor de transmisión desde occidente. Por este motivo se Página No. 246 Noviembre de 2014

247 selecciona el escenario del periodo lluvioso de 2019 para mostrar el desempeño de la red de 230 kv y en orden de realizar un juicio sobre el ingreso de la cuarta línea de transmisión y la necesidad de migrar hacia un sistema de mayor voltaje para mejorar la condición operativa del sistema. Se despacha la central térmica de carbón en BLM con cuatro (4) unidades, entregando un total de 114 MW en esta central. Debido a que la demanda casi queda cubierta en su totalidad, la Central Térmica de Telfers se despacha en ciclo combinado 1+1 con 201 MW (110 MW en TG y 91 MW en TV). Con ello se cubre la demanda, por lo tanto Telfers margina el costo operativo. Por despacho económico no ingresa la central Bayano y no se tiene intercambios entre Minera Panamá (Punta Rincón) y el SIN. Es necesario mencionar que para lograr el despacho de generación descrito, se ha requerido de 846 MVAr de compensación reactiva, repartida a lo largo del sistema de transmisión. A continuación se resume el despacho reactivo requerido en el escenario. Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Máxima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv 0.00 Guasquitas 230 kv 0.00 Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Changuinola 230 kv 0.00 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Lo anterior es consecuencia directa de abastecer casi en su totalidad la demanda desde lejanos centros de generación (al occidente del sistema), para cumplir el despacho económico establecido. De no contar con la compensación reactiva en el escenario, no sería posible cumplir con el despacho económico, requiriendo el despacho de generación obligada para operar de manera segura el sistema (cumpliendo los criterios de seguridad y calidad). Bajo condiciones de operación normal se reporta la sobrecarga (111%) del T1 en subestación Caldera, no obstante a ello no se presenta el refuerzo del T2 de Caldera debido a los siguientes factores: En el nodo de Caldera 34.5 kv se ha asumido la conexión de proyectos hidroeléctricos que aún no han gestionado su conexión con ETESA. La sobrecarga es de 111% respecto a su capacidad nominal de 62.5 MVA, por lo tanto es una carga tolerable por el transformador. Debemos recordar que se trata del escenario en donde se asume que ingresen los proyectos mencionados en el Plan de Generación Página No. 247 Noviembre de 2014

248 Los proyectos futuros a conectarse en esta subestación no justifican la inversión de ampliar caldera e instalar un segundo transformador. Tomando en cuenta que son proyectos de pequeña capacidad, se puede gestionar su ingreso a niveles de sub-transmisión (34.5 kv). Exceptuando la sobrecarga del T1 en Caldera, no se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad en el resto del sistema de transmisión de ETESA. Por lo tanto concluimos que el sistema opera de manera adecuada. Generación Obligada Debido a que para la fecha se contará con los refuerzos requeridos para operar de manera segura el sistema (optimizando los recursos para la generación de energía), no se espera generación obligada durante el periodo de máxima demanda de época lluviosa del año Es necesario resaltar el hecho que se ha requerido un monto muy importante en despacho reactivo en el sistema con el fin de aumentar las reservas reactivas disponibles y tolerar los altos niveles de intercambio entre occidente y el centro de carga. Notamos que las líneas de transmisión operan por encima de su carga natural (SIL) y como consecuencia se requiere de compensación reactiva en el corredor de 230 kv para hacer posible el despacho económico. Lo anterior es una señal de que el sistema requiere una expansión para disminuir la carga de las líneas de transmisión y con ello el requerimiento de potencia reactiva. Intercambios Se presenta el nivel de intercambio esperado para el periodo lluvioso del año 2019 con el SIN operando en máxima demanda. Es importante resaltar el hecho de que el refuerzo Aumento de la capacidad de conducción de la línea 2 (Guasquitas Panamá II) permite contar con capacidad de transmisión remanente. Página No. 248 Noviembre de 2014

249 Se incrementa el intercambio entre occidente y el centro de carga a 1, MW medidos en la entrada de la Subestación de Llano Sánchez, por las líneas de transmisión provenientes desde las Subestaciones de Veladero, San Bartolo y Barro Blanco. Los niveles de intercambios son muy elevados considerando que el pronóstico de la demanda para el periodo es de 1, MW. Es decir que el intercambio entre occidente y el centro de carga equivale al 67.16% de la demanda nacional. A continuación se muestra la configuración del sistema troncal de transmisión con sus flujos de potencia esperados para cada circuito, mostrando porcentajes de cargabilidad respecto a su capacidad térmica en operación normal. Página No. 249 Noviembre de 2014

250 Página No. 250 Noviembre de 2014

251 Se observan altos porcentajes de carga sobre tramos de la línea 1 (Mata de Nance Panamá), llegando a valores porcentuales de 86% respecto a su capacidad nominal (sobre el tramo Llano Sánchez El Higo), 85% en el tramo Veladero - Llano Sánchez y 82% en el tramo Mata de Nance - Veladero, el cual recordemos ya se encuentra repotenciado 30. Para mitigar esta condición se propone la reconstrucción de la línea 1 por medio de un nuevo corredor utilizando el derecho de paso existente. Sin embargo este proyecto sólo podrá llevarse a cabo una vez construida la cuarta línea de transmisión ya que se requiere de des-energizar tramos de la línea 1, con lo cual el sistema quedaría operando sin capacidad de evacuar la generación desde occidente en el periodo lluvioso y probabilidad de colapsos de tensión con el disparo de diversas líneas de transmisión durante los trabajos. Con ello el sistema informa sobre la necesidad de expandir la capacidad de transmisión mediante el cuarto corredor (cuarta línea) desde occidente. Respecto a la línea 2 (Guasquitas Panamá II), con el aumento de la capacidad de este corredor incluido entre los refuerzos de este año 2019, se disminuyen los porcentajes de carga en los tramos que componen este corredor respecto al escenario del año 2017 mostrado en la sección de corto plazo. En este corredor la máxima carga se encuentra en el tramo Guasquitas Veladero con 68% respecto de su capacidad nominal (400 MVA). Para la tercera línea (Veladero Panamá), se cuenta con suficiente capacidad remanente (máxima carga en 50% en el tramo San Bartolo Llano Sánchez) la cual podría ser explotada a capacidad si se llegase a expandir la capacidad de transmisión mediante la cuarta línea y la reconstrucción de la línea 1 (Mata de Nance Panamá). Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al Sistema de Transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. 30 Proyecto de Aumento de capacidad de la línea Mata de Nance - Veladero (230-5B/6B) a 350/450 MVA. (Cambio de conductor a 1200 ACAR), en diciembre de Página No. 251 Noviembre de 2014

252 Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2019 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 Punta Rincón - G C10 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Lluviosa 2019 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-MRG) C A (PAC-MRG) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-ANT) (EXPANSIÓN) C (LSA-ANT) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C37 Página No. 252 Noviembre de 2014

253 (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PAN3) (EXPANSIÓN) C60 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Se logra solución a los flujos de potencia a 59 de las 60 contingencias simuladas, sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. No se logra solución a la C9 disparo del ciclo combinado de Telfers en configuración 1+1, la cual se encuentra despachada para este escenario. Como se ha mencionado con anterioridad, se valuará a profundidad la condición citada a manera de establecer un Esquema de Control Suplementario de Desligue de Carga que haga posible la operación segura del SIN ante esta contingencia. Es importante señalar el hecho que con el nuevo refuerzo Panamá Cáceres se evita las congestiones sobre esta línea de transmisión (circuitos /37) en condiciones de contingencia. No obstante a ello, se vuelve a señalar la necesidad de descentralizar la concentración de carga en subestación Panamá a manera de una mejor repartición de flujos de potencia sobre la red de 115 kv de la ciudad capital y brindar mayor confiabilidad al sistema. Página No. 253 Noviembre de 2014

254 Para la contingencia más crítica simulada, la C7 (disparo de la caldera de carbón en BLM) el SVC de Llano Sánchez despacha +47 Mvar y el SVC en Panamá II despacha +120 MVAr. Este resultado nos informa sobre la importancia de contar con estos elementos en el sistema, y que sin ellos el sistema requeriría de generación obligada para evitar el colapso de tensión en caso de la ocurrencia de la C7. De manera adicional se debe hacer notar que el SVC de S/E Panamá II logra el máximo a entregar, por lo tanto es requerido el aumento de las reservas reactivas del sistema. Esto puede ser logrado mediante las expansiones correspondientes (cuarta línea) o el cambio de voltaje de operación a manera de disminuir el requerimiento de reactivo para lograr el despacho económico Época Lluviosa en Demanda Media Despacho de Generación Respecto al escenario de máxima demanda se desplaza del despacho de generación la Central Fortuna y se disminuye generación solar e hidroeléctrica de pasada. Esta diminución de generación hidroeléctrica de pasada es requerida por demanda, ya que la capacidad de generación de este tipo de centrales supera la demanda esperada para el periodo (1,689 MW). Las centrales térmicas de BLM Carbón y el ciclo combinado de Telfers, permanecen en línea ya que durante el periodo de máxima demanda han sido despachadas. En cuanto a la generación renovable no convencional, la central de Biogás de Cerro Patacón permanece despachada al 95% de su capacidad instalada, las solares disminuyen su aporte al 10% de su capacidad instalada y las centrales eólicas permanecen despachando el 25% de su capacidad instalada. Bajo el despacho descrito, la demanda queda cubierta de la siguiente forma: 72% por generación hidroeléctrica de pasada, 11.16% por gas natural (Telfers), 6% por eólica, 7.33% por carbón y el resto se completa mediante generación en biogás, solar e intercambios con la ACP. Las centrales hidroeléctricas de embalse de Fortuna y Bayano no son requeridas por despacho económico, a pesar de tratarse de un periodo lluvioso. Esto indica que la capacidad instalada que se tiene en generación hidroeléctrica de pasada y eólica es muy importante, respecto a la demanda alimentada. Respecto al despacho de compensación reactiva, a pesar de tratarse de un escenario en demanda media aún se requiere de aproximadamente 456 MVAr de reactivo, debido a los elevados niveles de intercambio que se mantienen alimentando el centro de carga. A continuación se resume el despacho simulado. Página No. 254 Noviembre de 2014

255 Bajo el despacho descrito no se presentan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Por lo tanto el sistema opera de manera confiable. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época lluviosa del año Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Media Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) 0.00 Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv 0.00 Guasquitas 230 kv 0.00 Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Changuinola 230 kv 0.00 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Se presenta el nivel de intercambio esperado entre occidente y centro de carga para el periodo lluvioso con el sistema en demanda media. Se esperan 1,060 MW de intercambio entre el occidente y el centro de carga. Se trata de un nivel de intercambio muy elevado tomando en consideración que la demanda para el periodo de media es de Página No. 255 Noviembre de 2014

256 1,689 MW. Es decir que se alimenta aproximadamente el 62% de la demanda nacional a partir de generación desde el occidente. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 60 contingencias simuladas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable cumpliendo los criterios de seguridad operativa. Respecto a la contingencia más critica la C7, al ser simulada se observa que el SVC en Llano Sánchez despacha MVAr y el SVC en Panamá II 50.2 MVAr, indicativo de que esta contingencia requiere de la regulación de los SVC independientemente del periodo de demanda en la que ocurra. La C9 (disparo de Telfers en ciclo 1+1) requiere de +120 MVAr despachados en el SVC de Llano Sánchez y 42 MVAr en el SVC de Panamá II, con lo cual no se cuenta con remanente disponible en Llano Sánchez. Esta condición informa de la severidad de esta contingencia. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Lluviosa en Demanda Mínima Despacho de Generación Respecto al escenario de demanda media, salen del despacho las centrales solares al no contar con irradiación solar para la generación de energía. Se disminuye la generación hidroeléctrica de pasada por requerimiento de la demanda, ya que la demanda es muy inferior a la capacidad instalada de este tipo de generación. Las centrales eólicas y la central de biogás se mantienen en el despacho sin modificaciones. Las centrales de carbón de BLM y el ciclo combinado de gas natural Telfers permanecen en el despacho por restricciones operativas, ya que han sido despachadas durante la demanda máxima. Haciendo un análisis de la composición del despacho de generación, encontramos que 58.81% de la demanda se cubre a partir de generación hidroeléctrica de pasada al occidente. Es un porcentaje muy elevado y debemos tomar en cuenta que se ha requerido sacar de línea unidades de generación de este tipo de centrales ya que la capacidad instalada es muy superior a la demanda (1, MW en mínima). Por lo tanto concluimos que se espera vertimientos para los periodos de demanda mínima y probablemente en la demanda media. Debido a que no es posible desplazar generación de BLM Carbón, ésta permanece entregando 114 MW (9.59% de la demanda). De igual forma el ciclo combinado despacha 201 MW (110 MW en TG + 91 MW en TV), que representa % de la demanda. Página No. 256 Noviembre de 2014

257 La generación eólica representa 9.21% para el periodo de mínima demanda y el resto de la demanda queda cubierta por medio de generación a base de biogás e intercambios con ACP. En cuanto al despacho de potencia reactiva en el Sistema de Transmisión, se ha requerido de la activación de bancos de reactores en las Subestaciones de Guasquitas, Changuinola, Veladero y Llano Sánchez. Con ello se controla el excedente de reactivo inyectado por las líneas de transmisión, manteniendo el perfil de tensión en la red de 230 kv al occidente del sistema en valores aceptables según el criterio de calidad. Por otra parte se ha requerido del despacho de +120 MVAr en S/E Panamá a pesar de tratarse de un escenario en demanda mínima, indicador del alto porcentaje de carga concentrada sobre esta subestación. A continuación se muestra un resumen del despacho reactivo en el sistema de ETESA. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año La regulación que brindan los SVC permite que el sistema opere en un punto de estabilidad en caso de la C7 (disparo de la caldera de carbón en BLM) la cual es la contingencia más crítica, eliminando la necesidad de generación obligada en el despacho. Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Mínima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) 0.00 Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv 0.00 Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv 0.00 Guasquitas 230 kv Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Se presenta el intercambio de potencia esperado para el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año Página No. 257 Noviembre de 2014

258 Notamos un intercambio de 646 MW entre occidente y el centro de carga, medidos entrando a la Subestación Llano Sánchez, por medio de las tres líneas de transmisión que parten desde la Subestación Veladero. Debemos recordar que la generación hidroeléctrica de pasada al occidente se ha disminuido por requerimiento de demanda. No se esperan límites de intercambios entre occidente y el centro de carga. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 60 contingencias analizadas. Esto es a causa de la regulación que brindan los SVC. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa, por lo tanto el SIN opera de manera confiable. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-11 del presente documento RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Se realiza un estudio de estabilidad dinámica al caso base con el objetivo de evaluar el desempeño del sistema ante contingencias que causen desbalances entre la carga y la generación, o líneas de Página No. 258 Noviembre de 2014

259 interconexión que causen un cambio importante en el comportamiento de los flujos de potencia en el Sistema de Transmisión. El escenario analizado se centrará en el periodo lluvioso con el sistema en máxima demanda, ya que es en este escenario en donde se exige el máximo desempeño al SIN desde el punto de vista de estabilidad y será en donde se podrán localizar limitaciones, en caso de existir. Las variables a monitorear serán las siguientes: Estabilidad angular de las unidades de generación tanto térmicas como hidráulicas. Voltajes en los principales nodos de las redes de 230 kv y 115 kv, pertenecientes al sistema de ETESA. Frecuencia del sistema, medida desde el nodo con mayor concentración de carga. En nuestro caso este nodo será la barra de 115 kv en la Subestación Panamá. Las variables monitoreadas permitirán identificar la estabilidad del sistema ante las contingencias a evaluar. Se simularán tiempos de pre-falla de un (1) segundo y posteriormente se aplicará una falla en el elemento bajo análisis, la cual durará cuatro (4) ciclos. Este tiempo de cuatro ciclos corresponde al tiempo de respuesta de las principales protecciones en el Sistema Principal de Transmisión. Posterior a los 4 ciclos se simulará la apertura del elemento fallado, liberando la falla para lo cual perdurará un tiempo de simulación de 30 segundos. Este tiempo es suficiente para monitorear el desempeño del SIN y confirmar o no, la estabilidad del sistema Contingencias a Evaluar Se presenta un listado con las contingencias dinámicas a ser evaluadas para el presente estudio. Contingencias Dinámicas Evaluadas - Periodo Lluvioso 2019 Identificador Contingencia Nodos Desbalance (MW) C1 Fortuna - G C3 Estí - G1 y G2 (Línea ) C7 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C C (LSA-EHI) C B (MDN-VEL) C A (MDN-BOQ3) C C (COC-BRNGA) Las contingencias mostradas en el cuadro anterior, representan aquellas contingencias que presentaron mayores dificultades durante la elaboración de los estudios de flujos de potencia en régimen permanente Análisis de Resultados Los resultados del estudio de estabilidad dinámica se muestran en el Anexo III-13 del presente documento. Los resultados del estudio muestran que: Página No. 259 Noviembre de 2014

260 No existen asincronismos en unidades de generación ante las eventualidades simuladas. Se ha monitoreado el ángulo de rotación de las unidades síncronas despachadas respecto al nodo oscilante del caso, sin mostrar aceleraciones descontroladas. Por lo tanto todas las unidades permanecen en línea posterior a la falla. El perfil de tensión en los principales nodos del sistema se recupera satisfactoriamente posterior a la liberación de la falla, en donde se observan valores dentro del rango permisible por la norma. Por lo tanto se cumple el criterio de calidad y se descarta un colapso de tensión. La frecuencia del sistema se recupera satisfactoriamente antes de los 30 segundos que dura la simulación y se estabiliza dentro de la banda permisible (58.9 Hz <f(t) < 61 Hz). No actúa el esquema de desligue de carga por baja frecuencia (EDCxBF) en ningún caso analizado. Por lo anterior se concluye que el sistema opera de manera estable, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Los resultados para el estudio de cortocircuito se muestran en el Anexo III-12 del presente documento Consideraciones Para el estudio de cortocircuito se simulan fallas trifásicas y fallas de línea a tierra sobre todas las barras que conforman la red de 230 kv y 115 kv de ETESA. Las simulaciones se realizarán únicamente para el periodo de demanda máxima, ya que en este periodo se tienen en línea la mayor cantidad de unidades de generación y por lo tanto los niveles de cortocircuito serán los máximos. Se monitorea la corriente de cortocircuito Isc con el objetivo de comparar ésta contra la capacidad interruptiva de las principales protecciones ubicadas en las subestaciones de ETESA. De esta manera se confirmará la correcta (o deficiente) operación de los interruptores de potencia en el sistema de ETESA. Página No. 260 Noviembre de 2014

261 10.2 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con base al escenario de referencia mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el año Proyectos de Generación Considerados - Año 2020 Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Operación Proyecto MW Tecnología (Subestación) Año Mes 2020 jul Changuinola II Hidroeléctrca - De Embalse Changuinola II Total a Ingresar (MW) = Para el año 2020 se espera el ingreso del Proyecto Hidroeléctrico Changuinola II, en la provincia de Bocas del Toro, adicionando 214 MW al plantel de generación. Se trata de la última central de gran magnitud de tipo hidroeléctrica de embalse, mostrada dentro del horizonte de generación. Debido a la capacidad instalada de esta central, se propone la conexión directa de la misma en la futura Subestación de Chiriquí Grande de ETESA, ya que las actuales líneas del sistema Nor-Occidental no contarán con la capacidad térmica para evacuar la generación de esta zona (centrales Changuinola II 214 MW, Bonyic 30 MW y Bocatérmica 350 MW). Debido a que no se ha presentado estudios de conexión para el Proyecto Changuinola II, se han asumido valores estándar de elementos como lo son líneas a 230 kv, transformadores elevadores y modelos de unidades de generación (excitador, gobernador, estabilizador, etc). A efectos de modelado para los estudios eléctricos, se ha asumido que la central se vincularía al SIN por medio de una línea de transmisión de 230 kv en doble circuito, de aproximadamente 41 km de longitud, desde la subestación elevadora del proyecto hasta la futura Subestación Chiriquí Grande de ETESA. Es importante señalar que la cuarta línea de transmisión partirá desde la futura Subestación Chiriquí Grande hacia la Subestación Panamá III, permitiendo la evacuación de la futura generación a concentrarse en la provincia de Bocas del Toro y aliviando la carga registrada en los corredores que vincula el occidente al centro de carga 31 (líneas 1, 2 y 3) CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Con base a la alternativa de expansión recomendada por ETESA en el presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, se presentan las obras de transmisión a ejecutarse durante el año Las obras propuestas para este año permiten evacuar de manera confiable la generación planificada, sin romper el orden de despacho económico. Es por ello que se hace importante resaltar que la propuesta presentada deberá asumirse como una prioridad, ya que de ella depende el desarrollo de futuros proyectos destinado a suplir la demanda eléctrica del país. 31 Referirse a los resultados de los estudios eléctricos del año 2019, durante el periodo lluvioso y con el SIN en demanda máxima. Página No. 261 Noviembre de 2014

262 Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Año 2020 Proyecto Reemplazo del autotransformador T2 (230/115/34.5 kv) en subestación Llano Sánchez por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. Reemplazo del autotransformador T1 (230/115/34.5 kv) en subestación Chorrera por uno de 100/100/100 MVA de capacidad. Nueva LT Punta Rincón - Telfers 230 kv, en doble circuito. Nueva subestación Chiriquí Grande 230/500 kv. Cuarta Línea de Transmisión Chiriquí Grande - Panamá 3 a nivel de 500 kv, doble circuito. El proyecto contempla la adición de un patio a 500 kv en subestación Panamá 3. SVC (+150/-30 MVAr) en S/E Panamá 3 en 230 kv. Reemplazo autotransformador T3 S/E Panamá 230/115 KV, por uno de igual capacidad de 350/280/210 MVA. Fecha enero enero junio julio julio julio julio Se ampliará la capacidad de transformación en las Subestaciones de Chorrera y Llano Sánchez, previendo el crecimiento de la demanda en las Provincias Centrales, Veraguas y Panamá Oeste, además de la posible generación (de fuentes renovables) que ha de ingresar en los futuros años. Para ello se remplazarán los actuales transformadores T2 en Llano Sánchez (70/60/30 MVA) y T1 en Chorrera (50/50/50 MVA) por autotransformadores de similares características y mayor capacidad de transformación. A manera de brindar de un corredor alternativo en 230 kv y de mallar el sistema principal de transmisión, se presenta la expansión Punta Rincón Telfers. Se trata de un circuito de 105 km de longitud aproximada en doble terna a nivel de 230 kv, con conductor 1200 ACAR con capacidad de 500 MVA por circuito, el cual permitirá la consecución de un anillo en 230 kv (Llano Sánchez Punta Rincón Telfers Panamá III) para alimentar las provincias de Colón y Panamá, brindando redundancia de abastecimiento al sistema de transmisión y aumentando la confiabilidad del SIN. El proyecto permitirá la adición de generación en la costa atlántica y el desarrollo de la costa abajo colonense. De los estudios de flujos de carga elaborados para los años previos al 2020, se concluye que el sistema requiere una expansión que permita evacuar de manera segura y confiable la generación que ha de añadirse en los años posteriores al Con base a las señales enviadas por el sistema y haciendo notar que dentro del horizonte de generación posterior al año 2019, se adicionarán dos centrales de gran tamaño en el sector occidental del sistema (Changuinola II y Bocatérmica), concluimos que se requiere de una cuarta línea de transmisión que vincule la región de Chiriquí y Bocas del Toro con el centro de carga (Ciudad de Panamá). Se realizaron diversos análisis eléctricos tomando en cuenta cuatro alternativas de expansión para la cuarta línea de transmisión: Alternativa 1: Cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Panamá III, a nivel de 500 kv, dos conductores por fase y en doble circuito, con 330 km de longitud aproximada. Se gestionará en un nuevo derecho de paso por la costa atlántica panameña previendo dificultades en la adquisición de servidumbre por el pacífico, zona explotada en la actualidad. El proyecto incluye la ampliación de la Subestación Panamá III, habilitando un patio de 500 kv y todos los elementos para la regulación de Página No. 262 Noviembre de 2014

263 tensión propios de una línea de 500 kv (reactores de línea y bancos de inductores en las subestaciones). A manera de cumplir el criterio N-1 la alternativa requiere de un SVC en Panamá III (230 kv). Alternativa 2: Cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Punta Rincón - Panamá III, en doble circuito a nivel de 230 kv con conductor 1200 ACAR. Longitud aproximada de 350 km con diseño similar a la tercera línea de transmisión. Al igual que la Alternativa 1, el recorrido de esta línea se planifica por la Costa Atlántica. Alternativa 3: Cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Punta Rincón - Panamá III, a nivel de 230 kv con longitud aproximada de 350 km. Es una línea de transmisión en circuito sencillo con dos (2) conductores por fase de calibre 1200 ACAR, en tipo Bundle. Al igual que las alternativas anteriores, se planifica que este cuarto corredor recorra la Costa Atlántica en un nuevo derecho de paso. Alternativa 4: Cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III. Se trata de dos líneas de transmisión en doble terna a nivel de 230 kv (total de cuarto circuitos) con una longitud aproximada de 350 km seccionadas en la Subestación de Punta Rincón de Minera Panamá, S.A. (189 km Chiriquí Grande Punta Rincón y 161 km el tramo Punta Rincón Panamá III). Al igual que las alternativas anteriores, se gestionará su derecho de paso por la costa atlántica. Esta opción requiere la instalación de bancos de capacitores (+120 MVAr) y un SVC en la Subestación de Panamá III (230 kv) para regulación de tensión. Mediante estudios de flujos de potencia se determina que la Alternativa 1 representa la mejor opción de expansión tomando en cuenta que una red de 500 kv representa una capacidad de transmisión muy robusta, mejora en la confiabilidad en la red de 230 KV, ya que disminuye de manera significativa la carga sobre los tres corredores en 230 kv (líneas 1, 2 y 3). Se elimina la necesidad de compensación reactiva a base de bancos capacitores en orden de poder transmitir los grandes bloques de energía desde el occidente (gran parte de la potencia reactiva despachada se destina a compensar líneas de transmisión en 230 kv cargadas por encima de su carga natural). Además, tiene el beneficio de que a futuro permitirá el remplazo de la línea 1 (Mata de Nance Panamá) por un circuito nuevo, sin necesidad de restringir la generación desde occidente por los trabajos a realizarse. Finalmente es necesario mencionar que con una línea de 500 kv, se permitiría lograr los intercambios regionales entre el SIN, el Sistema Eléctrico Regional (SER) y Colombia (de concretarse la interconexión) en sentidos norte sur y viceversa, para cualquier periodo estival 32. Las alternativas 2 y 3, son opciones de expansión con mayores limitaciones que la alternativa 1, en cuanto a capacidad de transporte y requerimiento de reservas reactivas disponibles en el sistema para viabilizar de manera segura los niveles de transferencias en el SIN. En periodo lluvioso y con el sistema en demanda máxima las alternativas 2 y 3 no presentan una solución para evacuar la generación al occidente del sistema, presentando restricciones de transmisión y déficit de potencia reactiva en el sistema, causando una divergencia de los flujos de potencia de los escenarios modelados. 32 Se realizaron análisis de flujos en régimen permanente tomando en cuenta la Interconexión Colombia Panamá, mostrando que la alternativa 1 representa una solución que permite el intercambio sin restricciones, ni refuerzos adicionales que proponer. Página No. 263 Noviembre de 2014

264 La alternativa 4 por su parte, también representa una solución robusta en capacidad de transmisión ya que se están adicionando dos líneas de transmisión nuevas en doble circuito (líneas 4 y 5). No obstante a ello, se logra diferenciar que el sistema requiere de mayor compensación reactiva respecto a la alternativa 1, señal de que los niveles de intercambios manejados por el SIN requieren el cambio a un mayor nivel de tensión. Para lograr cumplir con el criterio de seguridad (N-1) se requiere de un nuevo banco de capacitores de +120 MVAr y un SVC de +150/-30 MVAr en la Subestación de Panamá III a nivel de 230 kv, en orden de elevar la reserva reactiva disponible en el sistema. Es necesario mencionar que, se requieren de refuerzos adicionales para lograr cumplir con los niveles de intercambios planificados en SIEPAC y de optar por la alternativa 4 en escenarios posteriores al año 2023, se requerirá de nuevas expansiones en líneas de transmisión. De las cuatro (4) alternativas analizadas, las alternativas 1 y 4 presentan la solución más óptima desde el punto de vista eléctrico (o técnico). Por lo tanto la decisión de expandir se concentrará en la evaluación de ambas alternativas. Existe un aspecto crucial que se debe tomar en cuenta al momento de evaluar las alternativas1 y 4 de expansión, y no se puede visualizar desde la perspectiva técnica y es la problemática de adquisición de los derechos de paso. Al gestionar una servidumbre para una sola línea de doble circuito en 500 kv se reducen tiempos en la ejecución del proyecto, en lugar de gestionar servidumbre para dos líneas de transmisión en 230 kv de doble circuito. Por lo tanto, al evaluar los aspectos a tomar en cuenta para decidir sobre la mejor alternativa a expandir, resulta claro que conviene expandir el sistema de transmisión a nivel de 500 kv. En orden de expandir el sistema a 500 kv, se propone la nueva Subestación Chiriquí Grande 500/230 kv, la cual tiene como objetivo los siguientes aspectos: 1. Presentar un nuevo nodo de conexión a las futuras centrales de gran capacidad 33 localizadas en la provincia de Bocas del Toro, de manera que éstas no utilicen la actual red de 230 kv que vinculan la provincia al resto del SIN. 2. Presentar un nodo para elevación del voltaje a 500 kv ubicado estratégicamente en el occidente, que permita la evacuación de la generación existente y futura localizada en la zona. Con ello se logrará disminuir la carga a los tres corredores en 230 kv. 3. Iniciar el corredor por el atlántico para su futura explotación, visualizando menor restricciones en la adquisición de servidumbre, ya que para el periodo bajo análisis se tendrán tres líneas de transmisión sobre la costa del pacífico, dificultando la adquisición de mayores espacios y derechos de paso. La futura Subestación de Chiriquí Grande, seccionará los circuitos (Cañazas Changuinola) y A (Fortuna - Las Esperanza) y contará con tres (3) transformadores elevadores (230/500 kv) con capacidad de 500 MVA cada uno, para una capacidad total de transformación de 1,500 MVA. Son 33 Según el Plan Indicativo de Generación 2014, la central hidroeléctrica de embalse Changuinola II (214 MW) ingresará en junio de 2020 y la Central Térmica Bocatérmica (350 MW) ingresará en enero de Ambas localizadas en la provincia de Bocas del Toro. Página No. 264 Noviembre de 2014

265 requeridos tres trasformadores ya que se deberá garantizar la continuidad de servicio en caso de disparo o falla de un transformador (N-1). Se contará con un banco de reactores a nivel de 500 kv con capacidad de -100 MVAr, con el objetivo de regulación de tensión en la zona, debido a la inyección de reactivo que podría percibirse por la línea de 500 kv, sobretodo en periodos de estación seca y demanda mínima. Por otra parte se deberá habilitar un patio de 500 kv en la nueva Subestación Panamá III, adicionando tres (3) transformadores de 500 MVA cada uno, de manera similar a la S/E Chiriquí Grande. Instalación de un banco de reactores de -100 MVAr de capacidad en 500 kv en Panamá III para regulación de tensión. La cuarta línea de trasmisión será en doble circuito a 500 kv con una longitud aproximada de 330 km. Contará con dos conductores por fase, tipo ACAR y de calibre 750 kcmil (18/19). Diseñada para operar a una temperatura de conductor de 75 C en operación normal y 90 C en emergencia. Con ello la línea contará con una capacidad de 1,288 MVA en operación normal y 1,592 MVA en emergencia 34 por circuito. Como todo circuito a 500 kv contará con sus reactores de línea con capacidad de -80 MVAr a instalarse uno en cada extremo del circuito. Con ello se retira el excedente de reactivo de la línea y se controla el voltaje al energizar el elemento. A continuación se presenta un diagrama unifilar mostrando la configuración de la red de transmisión en la región noroccidental con la expansión presentada. 34 Con base al estándar de IEEE Cálculo de Amperaje para Conductores Aéreos. Página No. 265 Noviembre de 2014

266 Página No. 266 Noviembre de 2014

267 En cumplimiento al criterio de seguridad N-1, se requiere de la instalación de un Compensador Estático de Potencia Reactiva (SVC) en la Subestación de Panamá III 230 kv, con capacidad de +150/-30 MVAr, ya que con el disparo de uno de los circuitos de la cuarta línea se produce un cambio importante en los flujos de potencia sobre el sistema de transmisión, el cual requiere de una reserva reactiva suficiente que permita superar la eventualidad. La respuesta ante esta contingencia deberá ser instantánea, lo cual no puede ser logrado mediante la adición de bancos capacitivos. Finalmente, el último refuerzo a ingresar en el sistema principal de transmisión será el remplazo del autotransformador T3 en S/E Panamá 230/115 KV, por uno de igual capacidad de 350/280/210 MVA, debido a que éste estará cumpliendo su periodo de vida útil CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión, deberá coordinar con las Empresas Distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado con los agentes distribuidores sobre las obras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el año Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa 2020 Remplazo del TX8 (115/34.5/13.8 kv) en Bahía las Minas, similar al nuevo TX9. Remplazo del TX3 de Santa María (42 MVA) por uno de mayor capacidad (50 MVA) (115/13.8 kv). ENSA ENSA La empresa de distribución Elektra Noreste, S.A. (ENSA) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: Reemplazo del antiguo TX8 con capacidad de 56 MVA por uno similar al nuevo TX9 en la Subestación de Bahía las Minas, con servicios en 115/34.5/13.8 kv. Reemplazo del Tx3 en la Subestación de Santa María con capacidad de 42 MVA por uno de mayor capacidad de 50 MVA. Servicio en 115/13.8 kv. Las Empresas de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET) y de Distribución Eléctrica de Chiriquí (EDECHI), no informaron sobre expansiones en su red para el año PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW) a considerarse en las simulaciones de los estudios eléctricos, para los escenarios del año Página No. 267 Noviembre de 2014

268 Demanda Modelada - Año 2020 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 2, (-) Media 1, (-) Mínima 1, (-) Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, de acuerdo al Artículo 119 del Reglamento de Transmisión, las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión tienen la obligación de mantener los siguientes "valores tolerados" del factor de potencia: Horas de valle nocturno (Dmín) = 0.90 (-) a 0.98(-). Resto del día (Dmax y Dmed) = 0.97(-) a 1.00 (-) En los escenarios del Plan de Expansión se asumirá que, durante el periodo de demanda máxima y media, el factor de potencia será de 0.97, por ser el escenario más exigente desde el punto de vista de transmisión. Durante el periodo de demanda mínima se asumirá RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año 2020 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo seco del año Esquema de Generación para la Época Seca 2020 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Página No. 268 Noviembre de 2014

269 Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI Potrerillos POT La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Página No. 269 Noviembre de 2014

270 Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Las Margaritas MRG G Toabré TOAG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí-ENEL) SJU Cerro Patacón (Biogás) CEP Telfers TELG1 - TELG2 - TELG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Punta Rincón PRIG1 - PRIG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Fortuna FORG1-FORG2-FORG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Termo Colón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG BLM Ciclo BLMG5-BLMG6-BLMG8-BLMG Capira CAPG9-CAP4.16A Chitré CHI4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE, utilizando enero, febrero y marzo como meses modelo. Durante el periodo seco BLM Carbón, está compuesto por 3 unidades de vapor (G2, G3 y G4), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Página No. 270 Noviembre de 2014

271 Punta Rincón es la central térmica que alimenta el proyecto minero de Petaquilla. Por lo tanto, el mínimo a despachar por esta central será la demanda del sitio minero. A continuación el listado de mérito para las unidades de generación, durante el periodo lluvioso del año 2020: Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2020 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Página No. 271 Noviembre de 2014

272 Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI Potrerillos POT Changuinola II CHANIIG1 - CHANIIG La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Las Margaritas MRG G Toabré TOAG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí-ENEL) SJU Cerro Patacón (Biogás) CEP Fortuna FORG1-FORG2-FORG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Telfers TELG1 - TELG2 - TELG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG4 - BLMG Punta Rincón PRIG1 - PRIG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Página No. 272 Noviembre de 2014

273 Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Termo Colón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG Chitré CHI4.16A Capira CAPG9-CAP4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE, utilizando agosto, septiembre y octubre como meses modelo. Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Punta Rincón es la central térmica que alimenta el proyecto minero de Petaquilla. Por lo tanto, el mínimo a despachar por esta central será la demanda del sitio minero Época Seca en Demanda Máxima Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética esperada durante el periodo de máxima demanda de época seca. Página No. 273 Noviembre de 2014

274 Composición de la Matriz Energética Demanda Máxima de Época Seca 2020 Intercambios ACP 0.90% Térmicas a Diesel 0.00% Carbón 7.72% Térmicas a Bunker 13.90% Hidroeléctricas de Pasada 31.23% Gas Natural 29.07% Eólicas 14.20% Biogás 0.44% Solares 2.53% Hidroeléctricas de Embalses 0.00% Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada con generación al mínimo permisible por las unidades generadoras. Con ello se simula una estación seca extrema. El total despachado corresponde a 31.23% de la demanda del periodo (2, MW). Las centrales eólicas se despachan al 70% de su capacidad instalada, simulando el buen aporte de recurso eólico propio de la estación seca. El total despachado en eólico corresponde a 14.2% de la demanda nacional. Las centrales solares por su parte despachan el 70% de su capacidad instalada, por ser un periodo de verano con mayor aporte de radiación solar para la generación de energía fotovoltaica. En conjunto se despacha 54.6 MW, que corresponde a 2.53% de la demanda nacional. Finalizando la generación de energía a base de recursos renovales, la central térmica de biogás Cerro Patacón se despacha al 95% de su capacidad instalada (0.44% de la demanda nacional). Tomando en cuenta todas las tecnologías de generación renovables, se despacha efectivamente 1, MW que corresponde a 48.4% de la demanda nacional. La central térmica de BLM Carbón se despacha con tres unidades a 33 MW cada una y la central de ciclo combinado de gas natural Telfers despacha 627 MW (2X207 MW + 1X213 MW) en configuración de 2+1 (29% de la demanda nacional). Punta Rincón inyecta MW aproximadamente al SIN (parte de ello se evacúa por medio del nuevo corredor Punta Rincón Telfers), producto del excedente comercializado. Esta generación es a base de carbón y con ello el aporte de las centrales de este tipo de tecnología es de 7.72% de la demanda nacional. Página No. 274 Noviembre de 2014

275 Se despachan los motores G6, G7, G8, G9 y G10 de la central térmica de Miraflores, las centrales de Pacora (3X16.95 MW), Panam con 6 unidades a 15.2 MW cada una y marginando los motores a bunker (MMV LPI 0214) entregando 30 MW. Durante la máxima demanda del periodo seco no se despachan las centrales hidroeléctricas de embalse de Fortuna y Bayano, por contar con un precio superior. No se presentan violaciones a los criterios de seguridad operativa, por lo tanto se concluye que el sistema opera de manera correcta y segura. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda máxima de época seca del año Intercambios Durante el periodo de demanda máxima de época seca, se espera un intercambio de MW entre el occidente y el centro de carga. La medición de los intercambios mostrados, se toman como referencia a la entrada de la Subestación de Llano Sánchez, sumando los flujos de potencia de los tres corredores de transmisión provenientes desde la Subestación de Veladero. No se tiene límites en los niveles de intercambios esperados para este periodo. Análisis de Contingencias (N-1) Página No. 275 Noviembre de 2014

276 Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello, se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Seca 2020 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 Punta Rincón - G C10 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Seca 2020 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-MRG) C A (PAC-MRG) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-ANT) (EXPANSIÓN) C (LSA-ANT) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C31 Página No. 276 Noviembre de 2014

277 230-12A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-ESP) C B (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C (CAN-CHA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PAN3) (EXPANSIÓN) C60 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Al evaluar las 60 contingencias encontramos la divergencia de la contingencia 9 (ciclo 1+1, Telfers). Si bien en el escenario que se analiza el ciclo combinado de Telfers no se despacha en configuración 1+1, es necesario advertir que esta es la contingencia más severa que podría suceder en los escenarios futuros, ya que con su suceso se desvinculan montos superiores a los 300 MW de potencia, causando un severo desbalance entre la carga y la generación. Esto puede causar el colapso del SIN, debido a la inestabilidad ocasionada. Debido a los grandes montos de potencia que se desvinculan por esta contingencia, se activarían los diversos esquemas de control suplementarios implementados en el SIN, Página No. 277 Noviembre de 2014

278 sin embargo es necesario analizar con más detenimiento si los esquemas serán suficientes para evitar el colapso. Esta condición requerirá de mayores estudios por parte del Centro Nacional de Despacho (CND) y del agente gestor del proyecto 35 para adoptar medidas operativas que eviten el colapso del sistema a causa de esta contingencia. El resto de las contingencias simuladas convergen mediante el método de gobernadores, sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Seca en Demanda Media Despacho de Generación Se presenta la composición del despacho de generación esperado durante el periodo de demanda media. Térmicas a Bunker 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Composición de la Matriz Energética Demanda Media de Época Seca 2020 Intercambios ACP 1.06% Gas Natural 34.11% Carbón 9.17% Hidroeléctricas de Pasada 36.36% Hidroeléctricas de Embalses 0.00% Biogás 0.52% Eólicas 16.66% Solares 2.12% Respecto al escenario de máxima demanda, se desplaza del despacho los motores a Bunker (MMV LPI 02 14), la central Panam, las unidades G6, G7, G8, G9 y G10 de Miraflores y Pacora, las cuales presentaban el mayor costo operativo. La Central de Punta Rincón entrega efectivamente MW al SIN y queda marginando el despacho económico. Permanecen despachadas las centrales de Telfers (2+1) y BLM Carbón, con montos iguales a los presentados en el escenario de demanda máxima. El aporte de las centrales solares disminuye al 50% de su capacidad instalada (39 MW) y las centrales eólicas permanecen generando el 70% de su capacidad instalada ( MW). 35 La empresa Panama NG Power, S.A. Página No. 278 Noviembre de 2014

279 Las centrales hidroeléctricas de pasada permanecen despachando el mínimo permisible y no se despachan centrales hidráulicas de embalse por tener mayor costo de operación. Haciendo un análisis más detallado del despacho de generación, se puede afirmar que la demanda se alimenta en 36.36% por hidroeléctricas de pasada, 34.11% por medio de gas natural (Telfers), 16.66% por centrales eólicas, 9.17% por Carbón y el resto por centrales solares, biogás e intercambios con ACP. Bajo el despacho mencionado no existen violaciones a los criterios de seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época seca del año Intercambios Durante el periodo de demanda media se espera un intercambio aproximado de MW entre el occidente y el centro de carga. Aumenta el intercambio debido a que se ha desplazado la generación a base de bunker en el centro de carga y se mantiene la generación hidroeléctrica de pasada al occidente del sistema. No se esperan límites para los intercambios durante el periodo de demanda media. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias señalado en la sección anterior. Página No. 279 Noviembre de 2014

280 Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a 59 de las 60 contingencias, por medio de solución mediante gobernadores. La excepción es la C9 (disparo de Telfers en 1+1), sin embargo Telfers no se encuentra despachada bajo este esquema. No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema Época Seca en Demanda Mínima Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética esperada para el periodo de mínima demanda de época seca. Térmicas a Diesel 0.00% Térmicas a Bunker 0.00% Composición de la Matriz Energética Demanda Mínima de Época Seca 2020 Intercambios ACP 1.44% Carbón 7.29% Gas Natural 30.95% Hidroeléctricas de Pasada 37.06% Hidroeléctricas de Embalses Biogás 0.00% 0.70% Eólicas 22.57% Solares 0.00% Respecto al escenario de demanda media, el despacho de generación desplaza la oferta de Punta Rincón (intercambios entre el SIN y Minera Panamá es de cero).telfers disminuye su aporte para operar en ciclo combinado 1+1 con 420 MW (207 en TG en TV) 36 y la producción en las centrales solares es de cero, ya que no hay radiación solar para la generación durante el periodo de mínima demanda (estas centrales no tienen dispositivos almacenadores). BLM Carbón permanece en el despacho por restricciones operativas. De igual forma no es posible desplazar completamente del despacho al ciclo combinado de Telfers. La generación eólica permanece entregando el 70% de su capacidad instalada. 36 Se ha asumido que el costo operativo de la Central Telfers en configuración 2+1 no será muy distinto de operar en configuración 1+1. El agente deberá proporcionar información al respecto. Página No. 280 Noviembre de 2014

281 Debido a requerimientos del sistema por demanda, se ha tenido que mermar la generación de las centrales hidroeléctricas de pasada ya que la capacidad instalada es muy superior a la demanda esperada para la fecha, a pesar de no contar con recursos hídricos para la generación de energía. De un análisis de la composición del despacho de generación se puede observar que la demanda se alimenta en 37.06% en generación hidroeléctrica de pasada (a pesar de encontrarse restringida), 30.95% en gas natural (Telfers), 22.57% en eólica y 7.29% en carbón. El resto lo aporta la central de biogás de Cerro Patacón e intercambios con ACP. Los embalses de Bayano y Fortuna no son despachados. Bajo el despacho descrito el sistema cumple con los criterios de calidad y seguridad operativa. Generación Obligada No se espera el despacho de generación obligada durante la demanda mínima del periodo seco del año Intercambios Se espera un intercambio de aproximadamente MW, entre el occidente del SIN y el centro de carga en el extremo oriental. Los intercambios son medidos en la entrada de la Subestación Llano Sánchez, sumando los flujos de potencia de las tres líneas de transmisión que provienen desde la Subestación de Veladero. El nivel de intercambio mostrado no tiene limitaciones y se encuentra afectado por el despacho de las centrales de carbón en BLM y el ciclo combinado de gas natural Telfers en el oriente del sistema, los cuales por restricciones operativas no pueden ser desplazados del despacho. Página No. 281 Noviembre de 2014

282 Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base, con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias mostrado con anterioridad. Se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias evaluadas incluyendo la C9 (disparo del ciclo de Telfers en 1+1). Todas convergen por medio de la acción de los gobernadores de las unidades despachadas en el escenario (regulación primaria), sin violaciones a los criterios de seguridad operativa. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-11 del presente documento Época Lluviosa en Demanda Máxima Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética para el periodo lluvioso del año 2020 con el SIN en demanda máxima. Composición de la Matriz Energética Demanda Máxima de Época Lluviosa 2020 Gas Natural 0.00% Térmicas a Bunker 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Intercambios ACP 2.52% Carbón 0.00% Biogás 0.43% Hidroeléctricas de Embalses 29.67% Hidroeléctricas de Pasada 61.37% Solares 1.06% Eólicas 4.95% Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada al 95% de su capacidad instalada, simulando el periodo lluvioso. Con ello se despacha efectivamente 1, MW en generación hidroeléctrica de pasada, lo cual corresponde al 61.37% de la generación efectiva del escenario. Se observa que se mantiene un alto porcentaje de abastecimiento de la demanda a partir de la generación hidroeléctrica de pasada. Página No. 282 Noviembre de 2014

283 Siguiendo el orden de mérito establecido para el periodo, se despachan las centrales eólicas al 25% de su capacidad instalada. Con ello se despacha efectivamente MW que corresponde a 4.95% de la generación. Las centrales solares se despachan al 30% de su capacidad, lo que corresponde a 23.4 MW o 1.06% de la generación global y la central de Biogás de Cerro Patacón despacha 9.5 MW (corresponde a 0.43%). Al analizar la configuración del despacho de generación mencionado hasta el momento, notamos que 1,497 MW se producen a partir de fuentes renovables, lo cual corresponde al 67.81% del despacho de generación requerido para cubrir la demanda. La Central Fortuna se despacha a plena capacidad con tres (3) unidades a 95 MW cada una y la nueva Central Changuinola II (de embalse) se despacha también a plena capacidad con dos (2) unidades a MW. Con ello se entrega el máximo disponible al occidente del sistema. Sumando la generación hidroeléctrica de pasada, la generación solar y la generación de las hidroeléctricas de embalse Fortuna y Changuinola II, se tiene que 1, MW son despachados desde el extremo occidental del sistema. Teniendo en cuenta que la demanda del periodo es de 2, MW, quiere decir que se abastece el 88.8% de la demanda nacional a partir de fuentes energéticas concentradas al occidente del sistema. Esto es un elevado porcentaje que nos informa sobre la magnitud de la capacidad de transmisión que se deberá tener disponible, tomando en cuenta que se debe cumplir con un criterio N-1. Se debe resaltar el hecho que, sin el ingreso de la cuarta línea de transmisión no fuese posible evacuar el total de la generación localizada en el extremo occidental del sistema, ya que con el ingreso de Changuinola II (214 MW) el Sistema de Transmisión no contaría con la capacidad de transporte de la generación despachada para cumplir con los criterios de calidad (voltaje) y seguridad (N-1). Completando el despacho, ingresa la Central Bayano con tres unidades a MW cada una. Con ello se cubre de manera completa la demanda y por lo tanto Bayano margina el costo operativo. Se hace notar el hecho de que no existe generación térmica despachada en el escenario. La generación a base de carbón, bunker, diesel (ciclos combinados) o Gas Natural (Telfers) no ingresan al despacho ya que cuentan con un costo operativo mayor. Por despacho económico no se tiene intercambios entre Minera Panamá (Punta Rincón) y el SIN. Se presenta el despacho de potencia reactiva (MVAr) en el SIN. Página No. 283 Noviembre de 2014

284 Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Máxima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) 0.00 Mata de Nance 34.5 kv 0.00 Guasquitas 230 kv 0.00 Veladero 230 kv 0.00 San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv 0.00 Chiriquí Grande 500 kv 0.00 Panamá III 500 kv 0.00 Panamá III 230 kv (SVC) Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Se requiere de 305 MVAr repartidos principalmente en el centro de carga, el cual busca compensar la demanda. Lo primero que notamos es que la cantidad de potencia reactiva disminuye significativamente, considerando que se está despachando efectivamente el total de la generación concentrada al occidente. Esto es debido al ingreso de la cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Panamá III en 500 kv, el cual disminuye la carga en las tres líneas en 230 kv que vinculan el occidente y el centro de carga y como consecuencia, no se requiere del despacho de potencia reactiva ya que las líneas de transmisión operan por debajo de su carga natural (SIL). Se tiene entonces un beneficio mayor en cuanto a la operación del sistema, resumido en los siguientes puntos: 1. Mayor capacidad de transmisión. 2. Menor requerimiento en compensación reactiva con lo cual aumenta la reserva reactiva del SIN. 3. Sistema robusto para superar contingencias severas. 4. Capacidad de importación y exportación de energía con el Mercado Eléctrico Regional (MER) o Colombia (de darse la interconexión). 5. Cumplimiento del despacho económico sin restricciones (costo operativo menor). 6. Capacidad para realizar trabajos de mantenimiento o libranzas sobre la red de 230 kv sin necesidad de afectar el despacho de generación. Al comparar el despacho de potencia reactiva requerido en el escenario de máxima demanda de época lluviosa del año 2019 (antes del ingreso de la cuarta línea) con el escenario de máxima demanda de época lluviosa de 2020 (con la cuarta línea y Changuinola II) encontramos lo siguiente: Página No. 284 Noviembre de 2014

285 Se puede observar que, en el escenario de periodo lluvioso y con el SIN en máxima demanda del año 2020, se despacha MVAr menos respecto al mismo escenario en 2019, a pesar de transportar 200 MW adicionales desde occidente. Se observa una mejoría sustancial en los perfiles de tensión sobre la red de 230 kv del sistema de transmisión. En condiciones de operación normal no se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad en el sistema de transmisión de ETESA. Por lo tanto concluimos que el sistema opera de manera adecuada. Generación Obligada Debido a que para la fecha se contará con la cuarta línea de transmisión que optimiza los recursos para la generación de energía, no se espera generación obligada durante el periodo de máxima demanda de época lluviosa del año Intercambios Subestación Máxima Máxima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv Guasquitas 230 kv Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Changuinola 230 kv Chiriquí Grande 500 kv Panamá III 500 kv Panamá III 230 kv (SVC) Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Diferencia (MVAr) = Se presenta el nivel de intercambio esperado para el periodo lluvioso del año 2020 con el SIN operando en máxima demanda. Página No. 285 Noviembre de 2014

286 Se incrementa el intercambio entre occidente y el centro de carga a 1,554 MW medidos en la entrada de la Subestación de Llano Sánchez (líneas 1, 2 y 3) y llegando a la Subestación Panamá III por medio de la cuarta línea de transmisión en 500 kv. Se debe recordar que para el periodo bajo análisis se tiene despachada a plena capacidad Fortuna, Changuinola II y toda la generación hidroeléctrica de pasada concentrada en Chiriquí, Bocas del Toro y Veraguas, además de generación solar planificada. Tomando en cuenta la demanda del periodo (2, MW), se tiene un intercambio de 73.91% respecto a la demanda global del país. La generación en Bayano, la eólica e intercambios con ACP sería lo excluido de estos niveles de intercambio. A continuación se muestra la configuración del sistema troncal de transmisión con sus flujos de potencia esperados para cada circuito, mostrando porcentajes de cargabilidad respecto a la capacidad térmica en operación normal. Página No. 286 Noviembre de 2014

287 Página No. 287 Noviembre de 2014

288 Se observan una disminución generalizada en los porcentajes de carga en toda la red de 230 kv (líneas 1, 2 y 3) debido al ingreso de la línea 4 en 500 kv. Comparando los resultados obtenidos para el presente escenario respecto al escenario en periodo lluvioso del año 2019 con el SIN en demanda máxima, se nota una disminución en la carga que transporta la línea 1, pasando de 86% de carga para el tramo Llano Sánchez El Higo en el año 2019 a 51% en 2020, y de 85% en el tramo Veladero Llano Sánchez en 2019 a 50% en De esta manera se confirma la premisa de que con el ingreso de la cuarta línea de transmisión es posible la reconstrucción de la línea 1 por medio de un nuevo corredor utilizando el derecho de paso existente, sin afectar el despacho económico limitando los niveles de intercambio. La máxima carga en la línea 1 se presenta en el tramo Llano Sánchez El Higo con 51% de su capacidad nominal de 247 MVA. La máxima carga en la línea 2 se presenta en el tramo Veladero Llano Sánchez con 34% respecto a su capacidad nominal de 400 MVA (recordar que para el periodo bajo análisis ya se ha ejecutado el proyecto del aumento de capacidad de la línea 2). La línea 3 presenta su máxima carga en el tramo Panamá Panamá III con 56% respecto a su capacidad nominal de 500 MVA. Se observa un aumento sustancial en el flujo de potencia sobre el tramo de la tercera línea entre las Subestaciones de Panamá y Panamá III, causado por el ingreso de la cuarta línea en la Subestación de Panamá III. Por lo tanto, se deberá tomar en cuenta que para escenarios futuros y con el crecimiento de la demanda, será requerida una nueva línea de transmisión Panamá Panamá III a nivel de 230 kv que alivie la carga presentada en el corredor. La fecha de ingreso para este refuerzo será determinada por medio de análisis de flujos de carga para escenarios posteriores al año Finalmente, es necesario mencionar que la carga que presenta la cuarta línea es de 30% respecto a su capacidad nominal de 1,288 MVA por circuito. Esto representa un flujo de potencia activa de 380 MW aproximadamente en cada circuito, con lo cual la cuarta línea evacúa 760 MW desde el occidente directamente hacia el centro de carga sin necesidad de compensación reactiva adicional a la natural de la línea. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al Sistema de Transmisión de ETESA, incluyendo la cuarta línea de transmisión a nivel de 500 kv. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Página No. 288 Noviembre de 2014

289 Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2020 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 Punta Rincón - G C10 Changuinola II - G C11 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Lluviosa 2020 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-MRG) C A (PAC-MRG) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-ANT) (EXPANSIÓN) C (LSA-ANT) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C37 Página No. 289 Noviembre de 2014

290 230-1 (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-CHG) C B (ESP-CHG) C C (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C A (CAN-CHG) C B (CHA-CHG) C (PAN3-CHG) (4TA LÍNEA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C63 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Se logra solución a los flujos de potencia a las 63 pruebas simuladas. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad. Por lo tanto el sistema opera de manera segura en cumplimiento a los criterios de seguridad operativa. Se logra solución a la C52 (disparo de uno de los circuitos de la cuarta línea) debido a la acción del SVC en Panamá III 230 kv, el cual brinda la compensación requerida para afrontar el aumento en los flujos de potencia sobre el corredor de 230 kv consecuencia de la eventualidad. De no contar con este refuerzo no se lograría solución a los flujos de potencia. Se debe señalar que con el disparo del circuito Guasquitas Cañazas (230-29) el circuito Fortuna Chiriquí Grande (230-20A), queda operando al margen de su capacidad en emergencia (340 MVA). De Página No. 290 Noviembre de 2014

291 igual forma, se observa que con el disparo de uno de los circuitos Panamá Panamá III de la tercera línea, el paralelo queda operando a 96% de su capacidad en emergencia de 500 MVA. Lo anterior confirma la premisa que indica que en un escenario futuro se requerirá de un refuerzo entre estas subestaciones Época Lluviosa en Demanda Media Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética en el despacho de generación esperado para el escenario en demanda media. Gas Natural 0.00% Hidroeléctricas de Embalses 18.08% Térmicas a Diesel 0.00% Biogás 0.51% Solares 0.42% Composición de la Matriz Energética Demanda Media de Época Lluviosa 2020 Térmicas a Bunker 0.00% Eólicas 5.83% Intercambios ACP 2.96% Hidroeléctricas de Pasada 72.20% Carbón 0.00% Respecto al escenario de máxima demanda, se desplaza del despacho de generación la Central Bayano y se disminuye el aporte de la Central Fortuna, los cuales presentan el mayor costo operativo. El resto de la generación permanece despachada de igual forma al escenario en máxima demanda. Al analizar la composición del despacho de generación encontramos que el 72.2% de la generación es producida a partir de hidroeléctricas de pasada, 18% por hidroeléctricas de embalse (Fortuna y Changuinola II) y 0.42% por solares, las cuales son consideradas como generación concentrada en el extremo occidental del sistema. Con ello en esta zona se produce el 90.7% de la generación del país (1, MW), lo cual es un monto muy importante desde el punto de vista del transmisor. Se resalta el hecho que no existe producción en centrales térmicas dentro del escenario, por contar con un coste operativo mayor y no existir restricciones de transmisión. Página No. 291 Noviembre de 2014

292 Respecto al despacho de compensación reactiva, se puede notar una disminución sustancial en el consumo de potencia reactiva en el escenario gracias a la capacidad de transmisión y aporte en reactivo debido a la adición del doble circuito en 500 kv. Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Media Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv 0.00 Guasquitas 230 kv 0.00 Veladero 230 kv 0.00 San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv 0.00 Chiriquí Grande 500 kv 0.00 Panamá III 500 kv 0.00 Panamá III 230 kv (SVC) 0.00 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) 3.10 Total Despachado (MVAr) = Apenas se debe despachar 66 MVAr de compensación, tomando en cuenta el alto monto de transferencias que se esperan para el periodo. Definitivamente es una condición operativa ideal. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época lluviosa del año Intercambios Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Se presenta el nivel de intercambio esperado entre occidente y centro de carga para el periodo lluvioso con el sistema en demanda media. Página No. 292 Noviembre de 2014

293 Se esperan 1,429 MW de intercambio entre el occidente y el centro de carga. Se trata de un nivel de intercambio muy elevado tomando en consideración que la demanda para el periodo de media es de 1, MW. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 63 contingencias simuladas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable cumpliendo los criterios de seguridad operativa. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Lluviosa en Demanda Mínima Despacho de Generación Se presenta la composición del despacho de generación esperado. Página No. 293 Noviembre de 2014

294 Composición de la Matriz Energética Demanda Mínima de Época Lluviosa 2020 Gas Natural 0.00% Intercambios ACP Térmicas a Bunker 4.41% 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Carbón 0.00% Biogás 0.75% Solares 0.00% Changuinola II 13.45% Eólicas 8.68% Hidroeléctricas de Pasada 72.71% Respecto al escenario de demanda media, se desplaza del despacho la Central Fortuna y las centrales solares al no contar con irradiación solar para la generación de energía. Se disminuye la generación hidroeléctrica de pasada por requerimiento de la demanda, ya que la misma es muy inferior a la capacidad instalada de este tipo de generación. Las centrales eólicas y la central de biogás se mantienen en el despacho sin modificaciones. Al igual que los escenarios anteriores, no se presenta generación térmica en el despacho de generación por costos operativos. Haciendo un análisis de la composición del despacho de generación, encontramos que 72%es a partir de generación hidroeléctrica de pasada y 13.45% de Changuinola II, ambas concentradas al occidente, con lo cual se tiene 86% de la generación global efectiva en esta zona. Es importante mencionar que se ha tenido que restringir generación hidroeléctrica de pasada por requerimiento de demanda, es decir, que la demanda del SIN es muy inferior a la capacidad de generación en hidro de pasada. Por lo tanto concluimos que se espera vertimientos para los periodos de demanda mínima. La generación eólica representa 8.68% para el periodo de mínima demanda y el resto de la demanda queda cubierta por medio de generación a base de biogás e intercambios con ACP. En cuanto al despacho de potencia reactiva en el Sistema de Transmisión, se ha requerido de la activación de bancos de reactores en las Subestaciones de Guasquitas, Changuinola, Mata de Nance y Llano Sánchez. De manera adicional se debe mencionar el hecho de que la línea Chiriquí Grande Panamá III a 500 kv cuenta con reactores de línea, -80 MVAr en el extremo de cada circuito, totalizando -320 MVAr entre ambos circuitos. Con ello se controla el excedente de reactivo inyectado Página No. 294 Noviembre de 2014

295 por las líneas de transmisión, manteniendo el perfil de tensión en la red de 230 kv en valores aceptables según el criterio de calidad. A continuación se muestra un resumen del despacho reactivo en el sistema de ETESA. Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Mínima Panamá 115 kv 0.00 Panamá II 230 kv (Bancos) 0.00 Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv 0.00 Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv Guasquitas 230 kv Veladero 230 kv 0.00 San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv Chiriquí Grande 500 kv 0.00 Panamá III 500 kv 0.00 Panamá III 230 kv (SVC) 3.90 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) 8.40 Total Despachado (MVAr) = No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año La regulación que brindan los SVC permite que el sistema opere en un punto de estabilidad en caso de la C52 (disparo de un circuito de la línea Chiriquí Grande Panamá III), la cual es la contingencia más crítica, eliminando la necesidad de generación obligada en el despacho. Intercambios Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Se presenta el intercambio de potencia esperado para el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año Página No. 295 Noviembre de 2014

296 Notamos un intercambio de MW entre occidente y el centro de carga, medidos entrando a la Subestación Llano Sánchez a través de las líneas 1, 2 y 3, en adición al flujo entrante a la Subestación Panamá III, por medio de la línea 4. Debemos recordar que la generación hidroeléctrica de pasada al occidente se ha disminuido por requerimiento de demanda. No se esperan límites de intercambios entre occidente y el centro de carga. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 63 contingencias analizadas. Esto es a causa de la regulación que brindan los SVC. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa, por lo tanto el SIN opera de manera confiable. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-11 del presente documento RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Se realiza un estudio de estabilidad dinámica al caso base con el objetivo de evaluar el desempeño del sistema ante contingencias que causen desbalances entre la carga y la generación, o líneas de interconexión que causen un cambio importante en el comportamiento de los flujos de potencia en el Sistema de Transmisión. El escenario analizado se centrará en el periodo lluvioso con el sistema en máxima demanda, ya que es en este escenario, en donde se exige el máximo desempeño al SIN desde el punto de vista de estabilidad y será en donde se podrán localizar limitaciones, en caso de existir. Página No. 296 Noviembre de 2014

297 Las variables a monitorear serán las siguientes: Estabilidad angular de las unidades de generación tanto térmicas como hidráulicas. Voltajes en los principales nodos de las redes de 500 kv, 230 kv y 115 kv, pertenecientes al sistema de ETESA. Frecuencia del sistema, medida desde el nodo con mayor concentración de carga. En nuestro caso este nodo será la barra de 115 kv en la Subestación Panamá. Las variables monitoreadas permitirán identificar la estabilidad del sistema ante las contingencias a evaluar. Se simularán tiempos de pre-falla de un (1) segundo y posteriormente se aplicará una falla en el elemento bajo análisis, la cual durará cuatro (4) ciclos. Este tiempo de cuatro ciclos corresponde al tiempo de respuesta de las principales protecciones en el Sistema Principal de Transmisión. Posterior a los 4 ciclos se simulará la apertura del elemento fallado, liberando la falla para lo cual perdurará un tiempo de simulación de 30 segundos. Este tiempo es suficiente para monitorear el desempeño del SIN y confirmar o no, la estabilidad del sistema Contingencias a Evaluar Se presenta un listado con las contingencias dinámicas a ser evaluadas para el presente estudio. Contingencias Dinámicas Evaluadas - Periodo Lluvioso 2020 Identificador Contingencia Nodos Desbalance (MW) C1 Fortuna - G C3 Estí - G1 y G2 (Línea ) C11 Changuinola II - G C (Panamá - Panamá III) C C (Llano Sánchez - El Higo) C (Cañazas - Guasquitas) C (Panamá III - Ciriquí Grande) Las contingencias mostradas en el cuadro anterior, representan aquellas contingencias que presentaron mayores dificultades durante la elaboración de los estudios de flujos de potencia en régimen permanente Análisis de Resultados Los resultados del estudio de estabilidad dinámica se muestran en el Anexo III-13 del presente documento. Los resultados del estudio muestran que: No existen asincronismos en unidades de generación ante las eventualidades simuladas. Se ha monitoreado el ángulo de rotación de las unidades síncronas despachadas respecto al nodo oscilante del caso, sin mostrar aceleraciones descontroladas. Por lo tanto, todas las unidades permanecen en línea posterior a la falla. Página No. 297 Noviembre de 2014

298 El perfil de tensión en los principales nodos del sistema se recupera satisfactoriamente posterior a la liberación de la falla, en donde se observan valores dentro del rango permisible por la norma. Por lo tanto, se cumple el criterio de calidad y se descarta un colapso de tensión. La frecuencia del sistema se recupera satisfactoriamente antes de los 30 segundos que dura la simulación y se estabiliza dentro de la banda permisible (58.9 Hz < f(t) < 61 Hz). No actúa el esquema de desligue de carga por baja frecuencia (EDCxBF) en ningún caso analizado. Por lo anterior se concluye que el sistema opera de manera estable, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Los resultados para el estudio de cortocircuito se muestran en el Anexo III-12 del presente documento Consideraciones Para el estudio de cortocircuito se simulan fallas trifásicas y fallas de línea a tierra sobre todas las barras que conforman la red de 500 kv, 230 kv y 115 kv de ETESA. Las simulaciones se realizarán únicamente para el periodo de demanda máxima, ya que en este periodo se tienen en línea la mayor cantidad de unidades de generación y por lo tanto los niveles de cortocircuito serán los máximos. Se monitorea la corriente de cortocircuito Isc con el objetivo de comparar ésta contra la capacidad interruptiva de las principales protecciones ubicadas en las subestaciones de ETESA. De esta manera se confirmará la correcta (o deficiente) operación de los interruptores de potencia en el sistema de ETESA. Página No. 298 Noviembre de 2014

299 10.3 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con base al escenario de referencia mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el año Proyectos de Generación Considerados - Año 2023 Fecha de Entrada en Operación Proyecto MW Tecnología Año Mes Punto de Conexión al SIN (Subestación) ene CB Térmico - Carbón Chiriquí Grande ene El Remance 8.00 Hidroeléctrico de Pasada San Bartolo ene Cerro Viejo 4.00 Hidroeléctrico de Pasada San Bartolo ene Cerro Mina 6.10 Hidroeléctrico de Pasada San Bartolo ene Tabasará II Hidroeléctrico de Pasada Veladero ene Lalín II (Gatú 30.4) Hidroeléctrico de Pasada Llano Sánchez Total a Ingresar (MW) = Entre los años 2021 al 2023 se espera el ingreso de MW de capacidad instalada al plantel de generación nacional. De los proyectos de generación mostrados, el denominado CB350 con capacidad de 350 MW es el de mayor relevancia. Para el año 2022 se espera el ingreso de MW de los cuales 350 MW son térmicos a base de carbón y el resto en hidroeléctricas de pasada. El proyecto CB350 es una central térmica a base de carbón localizada en la provincia de Bocas de Toro, cerca de la comunidad de Rambala. Se vinculará al sistema en la futura Subestación de Chiriquí Grande (230/500 kv) por medio de una línea de transmisión en doble circuito, a nivel de 230 kv de aproximadamente 16.7 km de longitud. Actualmente el agente gestor del proyecto se encuentra en trámite para la viabilidad de conexión y no ha formalizado la entrega de los estudios eléctricos. Los proyectos hidroeléctricos de El Remance (8 MW), Cerro Viejo (4 MW) y Cerro Mina (6.10 MW), se conectarán a la Subestación de San Bartolo (230/115/34.5 kv) de ETESA, con lo cual para la fecha bajo análisis, esta subestación contará con una generación vinculada total de 112 MW. El esquema de conexión se ha modelado con base a información suministrada por los agentes en su estudio de conexión. Los tres proyectos mencionados cuentan con viabilidad de conexión definitiva. Para el año 2023 se espera la adición de MW en generación hidroeléctrica con el ingreso de los proyectos Tabasará II y Lalín II. El proyecto hidroeléctrico de Tabasará II (34.50 MW) se vinculará al sistema por medio de la Subestación de Veladero a nivel de 230 kv. Este proyecto de generación cuenta con viabilidad de conexión definitiva. Para el proyecto hidroeléctrico Lalín II, se ha asumido su conexión en la Subestación de Llano Sánchez a nivel de 230 kv, debido a que el agente no ha suministrado información respecto al proyecto de generación. El proyecto Lalín II forma parte de un complejo de tres centrales de generación hidroeléctricas, las cuales por su localización geográfica se asume que contarán con su propia subestación elevadora y por su capacidad de generación (70.40 MW en conjunto) deberán vincularse al sistema de ETESA a nivel de 230 kv a la subestación más cercana (Llano Sánchez). El proyecto Lalín II, no cuenta con viabilidad de conexión ya que no se ha recibido los estudios eléctricos que avalen la solicitud de conexión, por lo tanto el agente deberá suministrar la información requerida. Página No. 299 Noviembre de 2014

300 Se hace notar el hecho de que persiste la política de desarrollo de los recursos para la generación de energía localizados en el occidente del sistema, los cuales no podrían ser posibles sin el ingreso de la cuarta línea de transmisión en el año CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Con base a la alternativa de expansión recomendada por ETESA en el presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, se presentan las obras de transmisión a ejecutarse durante el año Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Año 2023 Proyecto Fecha Nueva línea de transmisión Panamá - Panamá 3, en 230 kv, circuito sencillo. Mayo 2021 Se presenta el ingreso de un nuevo circuito a nivel de 230 kv vinculando las Subestaciones Panamá y Panamá III en el centro de carga. Con el aumento de la generación inyectada en el centro de carga directamente desde el occidente a través de la cuarta línea de transmisión en 500 kv, es necesario reforzar el corredor principal que vincula las Subestaciones de Panamá III (nodo de inyección) y Panamá (principal centro de carga). De los análisis de flujos de potencia se desprende que a partir del año 2020 el tramo Panamá Panamá III de la tercera línea mantiene un alto porcentaje de carga. Se identifica que a partir del periodo lluvioso del año 2021, es requerida la expansión sobre este tramo de línea ya que en con el disparo de alguno de los circuitos que componen esta línea, el paralelo operaría en sobrecarga (violación al criterio de cargabilidad). Con el refuerzo propuesta se elimina la condición. El circuito Panamá Panamá III, es un circuito subterráneo de 3.13 km de longitud aproximada, terna simple con cable diseñado para contar con una capacidad de 500 MVA y con parámetros similares a los de la tercera línea, con el objetivo de hacer equivalentes los flujos de potencia sobre los tres circuitos que quedarían operando entre las Subestaciones Panamá y Panamá III CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión, deberá coordinar con las Empresas Distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado con los agentes distribuidores sobre las obras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el año Página No. 300 Noviembre de 2014

301 Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa 2021 Repotenciación Líneas /29 (Panamá II - Cerro Viento) Nueva subestación Costa Arriba de Colón Repotenciación Líneas /31 (Las Minas 1 - France Field) ENSA ENSA ENSA La empresa de distribución Elektra Noreste, S.A. (ENSA) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: Para el año 2021 se aumentará la capacidad de los circuitos /29 (Panamá II - Cerro Viento), mediante el reemplazo de 7.5 km en conductores tipo ACSR por ACCR y de los aisladores existentes por otros de mayor capacidad. El proyecto de la nueva subestación en la Costa Arriba de Colón, contempla la construcción de 20 km de circuito simple a nivel de 34.5 kv partiendo desde la Subestación de María Chiquita (propiedad de ENSA). La subestación contará con un transformador de potencia con capacidad de 10/12.5 MVA y tensiones de servicio de 34.5/13.8 kv. Para el año 2022 se aumentará la capacidad de los circuitos /31 (Las Minas 1 France Field) mediante el reemplazo de 9.1 km de doble circuito ACSR por ACCR y, de los aisladores existentes por otros de mayor capacidad. La nueva subestación de Brisas del Golf ingresará durante el año La subestación secciona los circuitos /29 (Panamá II Cerro Viento) e incluye un circuito adicional de 2 a 3 km aéreo desde S/E Panamá II. La nueva subestación contará con un patio en 115 kv en anillo (similar al de Cerro Viento) y tendrá capacidad de transformación de 25 MVA (115/13.8 kv). Una nueva subestación en el sector de la Costa Abajo de Colón, denominada Gatún 2, alimentada desde S/E Monte Esperanza a nivel de 34.5 kv. El proyecto contempla una línea de doble circuito en cable protegido, con longitud aproximada de 10 km. La subestación tendrá capacidad de transformación de 15 MVA y tensiones de alimentación en 34.5/13.8 kv Nueva Subestación Brisas del Golf (115/13.8 kv) Nueva Subestación Gatún 2 (34.5/13.8 kv) La nueva subestación de distribución Cativá (de ahora en adelante Cativá III), secciona los circuitos /31 (Las Minas 1 France Field) e incluye la adición de un nuevo circuito Cativá III Las Minas 1 a nivel de 115 kv, con longitud aproximada en 4.5 km. Al igual que la Subestación Brisas del Golf, el patio de 115 kv se realizará en configuración de anillo y tendrá tendrá capacidad de transformación de 25 MVA (115/13.8 kv). Para el año 2023 se adiciona el T3 en la Subestación de Tocumen con capacidad de 50 MVA (115/13.8 kv). Con ello se amplía la capacidad de transformación a 142 MVA. Las Empresas de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET) y de Distribución Eléctrica de Chiriquí (EDECHI), no informaron sobre expansiones en su red para el año ENSA ENSA Nueva Subestación Cativá (115/13.8 kv) ENSA 2023 Adición del T3 en S/E Tocumen ENSA Página No. 301 Noviembre de 2014

302 PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW) a considerarse en las simulaciones de los estudios eléctricos, para los escenarios del año Demanda Modelada - Año 2023 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 2, (-) Media 2, (-) Mínima 1, (-) Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, de acuerdo al Artículo 119 del Reglamento de Transmisión, las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión tienen la obligación de mantener los siguientes "valores tolerados" del factor de potencia: Horas de valle nocturno (Dmín) = 0.90 (-) a 0.98 (-). Resto del día (Dmax y Dmed) = 0.97 (-) a 1.00 (-). En los escenarios del Plan de Expansión se asumirá que, durante el periodo de demanda máxima y media, el factor de potencia será de 0.97, por ser el escenario más exigente desde el punto de vista de transmisión. Durante el periodo de demanda mínima se asumirá RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año 2023 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo seco del año Esquema de Generación para la Época Seca 2023 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Página No. 302 Noviembre de 2014

303 Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Página No. 303 Noviembre de 2014

304 Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI Potrerillos POT Changuinola II CHANIIG1 - CHANIIG El Remance REM Cerro Viejo CEV Cerro la Mina CMI Tabasará II TABII Lalín II LALII La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Las Margaritas MRG G Toabré TOAG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí-ENEL) SJU Cerro Patacón (Biogás) CEP Boca Térmica BTEG1 - BTEG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG Telfers TELG1 - TELG2 - TELG Punta Rincón PRIG1 - PRIG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Fortuna FORG1-FORG2-FORG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Termo Colón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG BLM Ciclo BLMG5-BLMG6-BLMG8-BLMG Chitré CHI4.16A Capira CAPG9-CAP4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Página No. 304 Noviembre de 2014

305 Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE, utilizando enero, febrero y marzo como meses modelo. Durante el periodo seco BLM Carbón, está compuesto por 3 unidades de vapor (G2, G3 y G4), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Punta Rincón es la central térmica que alimenta el proyecto minero de Petaquilla. Por lo tanto, el mínimo a despachar por esta central será la demanda del sitio minero. No se deberá disminuir las unidades de Boca Térmica a menos de 132 MW por unidad de generación. A continuación el listado de mérito para las unidades de generación, durante el periodo lluvioso del año 2023: Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2023 Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Página No. 305 Noviembre de 2014

306 Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI Potrerillos POT Changuinola II CHANIIG1 - CHANIIG El Remance REM Cerro Viejo CEV Cerro la Mina CMI Tabasará II TABII Lalín II LALII La Rosa de los Vientos RDVG Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagres NCHG Las Margaritas MRG G Página No. 306 Noviembre de 2014

307 Toabré TOAG Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí -ENEL) SJU Cerro Patacón (Biogás) CEP Fortuna FORG1-FORG2-FORG Boca Térmica BTEG1 - BTEG Telfers TELG1 - TELG2 - TELG Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG4 - BLMG Punta Rincón PRIG1 - PRIG Turbina de Gas Natural (Ciclo Abierto) TELG1 - TELG Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Motores a Bunker CTE13A-CTE13B-CTE13C Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Termo Colón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG Capira CAPG9-CAP4.16A Chitré CHI4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE, utilizando agosto, septiembre y octubre como meses modelo. Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Punta Rincón es la central térmica que alimenta el proyecto minero de Petaquilla. Por lo tanto, el mínimo a despachar por esta central será la demanda del sitio minero. Página No. 307 Noviembre de 2014

308 No se debe disminuir las unidades de Boca Térmica a menos de 132 MW por unidad de generación Época Seca en Demanda Máxima Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética esperada durante el periodo de máxima demanda de época seca. Composición de la Matriz Energética Demanda Máxima de Época Seca 2023 Intercambios ACP 0.77% Carbón 18.35% Térmicas a Diesel 0.00% Hidroeléctricas de Pasada 28.40% Térmicas a Bunker 7.02% Gas Natural 24.62% Eólicas 12.02% Hidroeléctricas de Embalses 6.30% Biogás 0.37% Solares 2.14% Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada con generación al mínimo permisible por las unidades generadoras. Con ello se simula una estación seca extrema. El total despachado corresponde a 28.40% de la generación del periodo (2,546 MW). Se incluye la generación de la Central Hidroeléctrica Changuinola II con dos (2) unidades a MW cada una. Las centrales eólicas se despachan al 70% de su capacidad instalada, simulando el buen aporte de recurso eólico propio de la estación seca. El total despachado en eólico corresponde a 12% de la generación de periodo. Las centrales solares por su parte despachan el 70% de su capacidad instalada, por ser un periodo de verano con mayor aporte de radiación solar para la generación de energía fotovoltaica. En conjunto se despacha 54.6 MW, que corresponde a 2.14% de generación total. Finalizando la generación de energía a base de recursos renovales, la central térmica de biogás Cerro Patacón se despacha al 95% de su capacidad instalada (0.37% del total). Tomando en cuenta todas Página No. 308 Noviembre de 2014

309 las tecnologías de generación renovables, se despacha efectivamente 1, MW que corresponde a 42.95% de la generación total. Las centrales térmicas a base de carbón de BLM Carbón (3X33 MW), Bocatérmica (2X MW)y Punta Rincón (54.88 MW) totalizan MW, lo cual corresponde a 18.35% de la generación total del periodo. Se debe recordar que Punta Rincón inyecta al SIN el producto del excedente comercializado (reflejados en Llano Sánchez 230 kv). La Central Térmica Telfers se despacha a plena capacidad en ciclo combinado en configuración 2+1, con un total de 627 MW (24.62% de la generación total). Se despachan los motores G6, G7, G8, G9 y G10 de la Central Térmica de Miraflores y marginando el costo operativo, la Central de Pacora (3X16.95 MW). Con ello se cubre la demanda en su totalidad. Durante la máxima demanda del periodo seco no se despachan las centrales hidroeléctricas de embalse de Fortuna y Bayano, por contar con un precio superior. No se presentan violaciones a los criterios de seguridad operativa, por lo tanto se concluye que el sistema opera de manera correcta y segura. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda máxima de época seca del año Intercambios Durante el periodo de demanda máxima de época seca, se espera un intercambio de MW entre el occidente y el centro de carga. La medición de los intercambios mostrados, se toman como referencia a la entrada de la Subestación de Llano Sánchez, sumando los flujos de potencia de los tres corredores de transmisión provenientes desde la Subestación de Veladero y de manera adicional los flujos de potencia ingresando a la Subestación Panamá III mediante la cuarta línea de transmisión. Página No. 309 Noviembre de 2014

310 No se tiene límites en los niveles de intercambios esperados para este periodo. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello, se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al sistema de transmisión de ETESA. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Seca 2023 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 Punta Rincón - G C10 Changuinola II - G C11 Boca Térmica - G C12 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Seca 2023 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-MRG) C A (PAC-MRG) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-ANT) (EXPANSIÓN) C26 Página No. 310 Noviembre de 2014

311 230-1 (LSA-ANT) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-CHG) C B (ESP-CHG) C C (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C A (CAN-CHG) C B (CHA-CHG) C (PAN3-CHG) (4TA LÍNEA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PAN3)(EXPANSIÓN) C65 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores Página No. 311 Noviembre de 2014

312 de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Al evaluar las 65 contingencias encontramos la divergencia de la contingencia 9 (ciclo 1+1, Telfers). No obstante a ello, en el presente escenario el ciclo combinado se encuentra despachado en configuración 2+1 y por lo tanto la condición no aplica. El resto de las contingencias simuladas convergen mediante el método de gobernadores, sin violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Seca en Demanda Media Despacho de Generación Se presenta la composición del despacho de generación esperado durante el periodo de demanda media. Composición de la Matriz Energética Demanda Media de Época Seca 2023 Térmicas a Bunker 0.00% Intercambios ACP 0.90% Térmicas a Diesel 0.00% Carbón 19.05% Gas Natural 22.69% Hidroeléctricas de Pasada 33.57% Eólicas 14.14% Hidroeléctricas de Embalses 7.41% Biogás 0.44% Solares 1.80% Respecto al escenario de máxima demanda, se desplaza del despacho las unidades G6, G7, G8, G9 y G10 de Miraflores y la Central Pacora. Se retira la oferta de Puta Rincón, la cual queda alimentando su propia carga y marginando el costo operativo. Queda la central de gas natural Telfers en configuración 2+1 con generación disminuida. Con ello la demanda queda cubierta. El aporte de las centrales solares disminuye al 50% de su capacidad instalada (39 MW) y las centrales eólicas permanecen generando el 70% de su capacidad instalada ( MW). Página No. 312 Noviembre de 2014

313 Las centrales hidroeléctricas de pasada permanecen despachando el mínimo permisible y no se despachan centrales hidráulicas de embalse Fortuna y Bayano, por tener mayor costo de operación. Changuinola II permanece en el despacho con dos (2) unidades a MW cada una. Haciendo un análisis más detallado del despacho de generación, se puede afirmar que la generación se compone en 33.57% por hidroeléctricas de pasada, 32.69% por medio de gas natural (Telfers), 14.14% por centrales eólicas, 19.05% por Carbón, 7.41% por Changuinola II y el resto por centrales solares, biogás e intercambios con ACP. Se observa un mayor aporte térmico con la entrada de la central de carbón Bocatérmica. Bajo el despacho mencionado no existen violaciones a los criterios de seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época seca del año Intercambios Durante el periodo de demanda media se espera un intercambio aproximado de MW entre el occidente y el centro de carga. Aumenta el intercambio debido a que se ha desplazado la generación a base de bunker en el centro de carga y se mantiene la generación hidroeléctrica de pasada al occidente del sistema. No se esperan límites para los intercambios durante el periodo de demanda media. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias señalado en la sección anterior. Posterior a la evaluación del listado de contingencias, se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las pruebas realizadas (65 contingencias en total), por medio de solución mediante gobernadores. Página No. 313 Noviembre de 2014

314 No se reportan violaciones a los criterios de calidad (voltaje) y cargabilidad (líneas y transformadores), con lo cual se confirma la correcta operación del sistema Época Seca en Demanda Mínima Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética esperada para el periodo de mínima demanda de época seca. Composición de la Matriz Energética Demanda Mínima de Época Seca 2023 Intercambios ACP 1.33% Térmicas a Bunker 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Carbón 24.81% Gas Natural 21.40% Hidroeléctricas de Pasada 25.39% Eólicas 20.93% Hidroeléctricas de Embalses 5.49% Biogás 0.65% Solares 0.00% Respecto al escenario de demanda media, la central de gas natural Telfers disminuye su aporte para operar en ciclo combinado 1+1 con 313 MW (207 en TG en TV) 37, la central de carbón Bocatérmica disminuye su generación a 264 MW (2X132 MW cada unidad). No es posible desplazar del despacho a las centrales térmicas de Gas Natural Telfers, Bocatérmica y BLM Carbón debido a restricciones operativas. Por lo tato permanecen en línea. La producción en las centrales solares es de cero, ya que no hay radiación solar para la generación durante el periodo de mínima demanda (estas centrales no tienen dispositivos almacenadores). La generación eólica permanece entregando el 70% de su capacidad instalada. Debido a requerimientos del sistema por demanda, se ha tenido que mermar la generación de las centrales hidroeléctricas de pasada ya que la capacidad instalada es muy superior a la demanda 37 Se ha asumido que el costo operativo de la Central Telfers en configuración 2+1 no será muy distinto de operar en configuración 1+1. El agente deberá proporcionar información al respecto. Página No. 314 Noviembre de 2014

315 esperada para la fecha, a pesar de no contar con recursos hídricos para la generación de energía. Por lo tanto se deberá verter agua. De un análisis de la composición del despacho de generación se puede observar que25.39% es generación hidroeléctrica de pasada (a pesar de encontrarse restringida), 21.40% en gas natural (Telfers), 20.93% en eólica y 24.81% en carbón (aumenta el aporte de este tipo debido al ingreso de Boca térmica). Los embalses de Bayano y Fortuna no son despachados y, la Central de Changuinola despacha una unidad a MW. El resto lo aporta la central de biogás de Cerro Patacón e intercambios con ACP. Bajo el despacho descrito el sistema cumple con los criterios de calidad y seguridad operativa. Es necesario mencionar que para mantener los voltajes de la red de 230 kv dentro lo permitido por la norma se ha despachado -360 MVAr en bancos de reactores y SVC (el total de bancos de reactores en el sistema). Lo anterior incluye el banco de reactores a nivel de 500 kv en la Subestación de Chiriquí Grande. Se requiere del retiro de potencia reactiva durante el escenario de mínima demanda de periodo seco debido a que el sistema de transmisión inyecta reactivo al SIN a causa de la poca carga que tienen las líneas de transmisión a nivel de 230 y 500 kv. Este requerimiento de retirar reactivo del sistema se presenta sobre el sector occidental del sistema. Generación Obligada No se espera el despacho de generación obligada durante la demanda mínima del periodo seco del año Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Mínima Panamá 115 kv 0.00 Panamá II 230 kv (Bancos) 0.00 Panamá II 115 kv 0.00 Chorrera 230 kv 0.00 Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv Guasquitas 230 kv Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv Chiriquí Grande 500 kv Panamá III 500 kv 0.00 Panamá III 230 kv (SVC) 3.50 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) 5.60 Total Despachado (MVAr) = Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Página No. 315 Noviembre de 2014

316 Se espera un intercambio de aproximadamente MW, entre el occidente del SIN y el centro de carga en el extremo oriental. Los intercambios son medidos en la entrada de la Subestación Llano Sánchez y Panamá III, sumando los flujos de potencia de las cuatro (4) tres líneas de transmisión que provienen desde el occidente del SIN (Subestaciones Veladero y Chiriquí Grande). El nivel de intercambio mostrado no tiene limitaciones y se encuentra afectado por el despacho de las centrales de carbón en BLM y el ciclo combinado de gas natural Telfers en el oriente del sistema, los cuales por restricciones operativas no pueden ser desplazados del despacho. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base, con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se analiza el listado de contingencias mostrado con anterioridad. Se encuentra solución a los flujos de potencia a todas las contingencias evaluadas incluyendo la C9 (disparo del ciclo de Telfers en 1+1). Todas convergen por medio de la acción de los gobernadores de las unidades despachadas en el escenario (regulación primaria), sin violaciones a los criterios de seguridad operativa. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-11 del presente documento Época Lluviosa en Demanda Máxima Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética para el periodo lluvioso del año 2023 con el SIN en demanda máxima. Página No. 316 Noviembre de 2014

317 Composición de la Matriz Energética Demanda Máxima de Época Lluviosa 2023 Intercambios ACP 2.12% Térmicas a Bunker 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Gas Natural 6.88% Carbón 11.98% Hidroeléctricas de Embalses 18.66% Hidroeléctricas de Pasada 54.91% Biogás 0.36% Solares 0.89% Eólicas 4.18% Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada al 95% de su capacidad instalada, simulando el periodo lluvioso. Con ello se despacha efectivamente 1, MW en generación hidroeléctrica de pasada, lo cual corresponde al 54.91% de la generación efectiva del escenario. Al igual que los demás escenarios analizados en el presente Plan de Trasmisión, se observa que se mantiene un alto porcentaje de abastecimiento de la demanda a partir de la generación hidroeléctrica de pasada. Siguiendo el orden de mérito establecido para el periodo, se despachan las centrales eólicas al 25% de su capacidad instalada. Con ello se despacha efectivamente MW que corresponde a 4.18% de la generación. Las centrales solares se despachan al 30% de su capacidad (por tratarse del periodo de lluvias), lo que corresponde a 23.4 MW o 0.89% de la generación global y la central de Biogás de Cerro Patacón despacha 9.5 MW (corresponde a 0.36%). Al analizar la configuración del despacho de generación mencionado hasta el momento, notamos que 1, MW se producen a partir de fuentes renovables, lo cual corresponde al 60.35% del despacho de generación requerido para cubrir la demanda. La Central Fortuna se despacha a plena capacidad con tres (3) unidades a 95 MW cada una y la nueva Central Changuinola II (de embalse) se despacha también a plena capacidad con dos (2) unidades a MW. La central a carbón Bocatérmica despacha el máximo con dos (2) unidades a MW cada una. Con ello se entrega el máximo disponible al occidente del sistema. Sumando la generación hidroeléctrica de pasada, la generación solar, la generación de las hidroeléctricas de embalse Fortuna, Changuinola II y la central de carbón de Bocatérmica, se tiene que 2, MW son despachados Página No. 317 Noviembre de 2014

318 desde el extremo occidental del sistema (86.45% de la generación total del sistema). Debido a ello el sistema de transmisión deberá ser lo suficientemente robusto como para tolerar estos altos niveles de transferencias, cumpliendo con el criterio de calidad (voltajes), cargabilidad en líneas y seguridad (N-1) en caso de contingencias, sin colapsos de tensión o inestabilidades. Se debe resaltar el hecho que, sin el ingreso de la cuarta línea de transmisión no fuese posible evacuar el total de la generación localizada en el extremo occidental del sistema, ya que con el ingreso de Changuinola II (214 MW), Bocatérmica (350 MW) y demás centrales hidroeléctricas el Sistema de Transmisión no contaría con la capacidad de transporte de la generación despachada para cumplir con los criterios de calidad (voltaje) y seguridad (N-1). Completando el despacho, ingresa la Central de Gas Natural Telfers en ciclo combinado (1+1) despachando 180 MW. Con ello se cubre de manera completa la demanda y por lo tanto esta central margina el costo operativo. La central de Bayano no ingresa a despacho debido a que tiene mayor costo operativo. Debido al mismo motivo no se tiene intercambios entre Minera Panamá (Punta Rincón) y el SIN. Se presenta el despacho de potencia reactiva (MVAr) en el SIN. Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Máxima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv 0.00 Guasquitas 230 kv 0.00 Veladero 230 kv 0.00 San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv 0.00 Chiriquí Grande 500 kv 0.00 Panamá III 500 kv 0.00 Panamá III 230 kv (SVC) 1.20 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Se requiere de 510 MVAr repartidos principalmente en el centro de carga, el cual busca compensar la demanda. Es notorio que el sistema de transmisión a 500 kv mantiene los niveles de compensación reactiva en valores aceptables a pesar de haberse añadido mayor generación al occidente del sistema y haberse despachado. Página No. 318 Noviembre de 2014

319 En condiciones de operación normal no se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad en el sistema de transmisión de ETESA. Por lo tanto concluimos que el sistema opera de manera adecuada. Generación Obligada Debido a que para la fecha se contará con la cuarta línea de transmisión que optimiza los recursos para la generación de energía y la compensación reactiva para estabilizar el sistema, no se espera generación obligada durante el periodo de máxima demanda de época lluviosa del año Intercambios Se presenta el nivel de intercambio esperado para el periodo lluvioso del año 2023 con el SIN operando en máxima demanda. En comparación al escenario de periodo lluvioso del año 2020, se incrementa el intercambio entre occidente y el centro de carga a 1, MW medidos en la entrada de la Subestación de Llano Sánchez (líneas 1, 2 y 3) y llegando a la Subestación Panamá III por medio de la cuarta línea de transmisión en 500 kv. Lo anterior es debido al ingreso de Bocatérmica en Bocas del Toro y generación adicional en hidroeléctricas de pasada. Se debe recordar que para el periodo bajo análisis se tiene despachada a plena capacidad Fortuna, Changuinola II y toda la generación hidroeléctrica de pasada concentrada en Chiriquí, Bocas del Toro y Veraguas, además de generación solar planificada. El nivel de intercambio mostrado corresponde al 71% de la generación total despachada en el SIN. A continuación se muestra la configuración del sistema troncal de transmisión con sus flujos de potencia esperados para cada circuito, mostrando porcentajes de cargabilidad respecto a la capacidad térmica en operación normal. Página No. 319 Noviembre de 2014

320 Página No. 320 Noviembre de 2014

321 Se observa que a pesar de haber ingresado Boca Térmica (350 MW) en Bocas del Toro y generación hidroeléctrica adicional, los corredores de transmisión del país mantienen una carga inferior a 60% respecto a sus capacidades nominales. No obstante a ello, se hace la salvedad que la línea 1 estará próxima a cumplir su tiempo de vida y por lo tanto requería de su reconstrucción. Para llevar a cabo esta reconstrucción es requerida la cuarta línea a manera de poder realizar los trabajos que requieren libranzas, sin recurrir a reducir la generación de energía al occidente del SIN, cumpliendo con los criterios de seguridad operativa (voltajes y N-1). La máxima carga en la línea 1 se presenta en el tramo Llano Sánchez El Higo con 58% de su capacidad nominal de 247 MVA. La máxima carga en la línea 2 se presenta en el tramo Veladero Llano Sánchez con 40% respecto a su capacidad nominal de 400 MVA (recordar que para el periodo bajo análisis ya se ha ejecutado el proyecto del aumento de capacidad de la línea 2). La línea 3 presenta su máxima carga en el tramo Panamá Panamá III con 54%, respecto a su capacidad nominal de 500 MVA, a pesar de haber ingresado el refuerzo de transmisión entre estas subestaciones. Podemos notar que el corredor que vincula estas dos subestaciones tiene un flujo de potencia de 804 MW aproximadamente, motivo por el cual es requerido el refuerzo ya que sin éste no sería posible cumplir con el criterio N-1 con la salida de alguno de los circuitos que vinculan estas dos subestaciones en el centro de carga. Finalmente, es necesario mencionar que la carga que presenta la cuarta línea es de 38% respecto a su capacidad nominal de 1,288 MVA por circuito. Esto representa un flujo de potencia activa de 469 MW aproximadamente en cada circuito, con lo cual la cuarta línea evacúa 938 MW desde el occidente directamente hacia el centro de carga sin necesidad de compensación reactiva adicional a la natural de la línea. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al Sistema de Transmisión de ETESA, incluyendo la cuarta línea de transmisión a nivel de 500 kv. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Página No. 321 Noviembre de 2014

322 Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2023 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 Punta Rincón - G C10 Changuinola II - G C11 Boca Térmica - G C12 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Lluviosa 2023 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-MRG) C A (PAC-MRG) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-ANT) (EXPANSIÓN) C (LSA-ANT) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C38 Página No. 322 Noviembre de 2014

323 230-1 (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-CHG) C B (ESP-CHG) C C (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C A (CAN-CHG) C B (CHA-CHG) C (PAN3-CHG) (4TA LÍNEA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PANIII) C65 De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Se logra solución a los flujos de potencia a las 65 pruebas simuladas. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad. Por lo tanto el sistema opera de manera segura en cumplimiento a los criterios de seguridad operativa. Se logra solución a la C53 (disparo de uno de los circuitos de la cuarta línea) debido a la acción del SVC en Panamá III 230 kv, el cual brinda la compensación requerida para afrontar el aumento en los flujos de potencia sobre el corredor de 230 kv consecuencia de la eventualidad. De no contar con este refuerzo no se lograría solución a los flujos de potencia. Página No. 323 Noviembre de 2014

324 Se debe señalar que a pesar del refuerzo Panamá Cáceres a nivel de 115 kv que ingresa durante el periodo seco del año 2019, con el disparo de alguno de los circuitos que componen este corredor se presentan cargas de 97% respecto a su capacidad en emergencia (178 MVA) para los circuitos paralelos. Con ello el sistema informa sobre la necesidad de una descentralización de la carga concentrada sobre la Subestación Panamá. Es por ello la importancia de migrar La carga hacia la nueva Subestación Panamá III Época Lluviosa en Demanda Media Despacho de Generación Se presenta la composición de la matriz energética en el despacho de generación esperado para el escenario en demanda media. Térmicas a Bunker 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Composición de la Matriz Energética Demanda Media de Época Lluviosa 2023 Intercambios ACP 2.52% Gas Natural 8.16% Carbón 11.96% Biogás 0.43% Solares 0.35% Eólicas 4.96% Hidroeléctricas de Embalses 8.32% Hidroeléctricas de Pasada 63.30% Respecto al escenario de máxima demanda, se disminuye el aporte de la Central Boca Térmica a 132 MW por unidad, se desplaza la Central Fortuna del despacho, disminuye el aporte de las centrales solares e hidroeléctricas de pasada. La disminución en la generación hidroeléctrica de pasada responde al hecho de que la Central Telfers no puede ser desplazada del despacho debido a restricciones operativas. Al analizar la composición del despacho de generación encontramos que a pesar de encontrarse restringida, la generación hidroeléctrica de pasada representa el 63.3% de la generación total % representa generación térmica a base de carbón, 8.32% es generación hidroeléctrica de embalse Página No. 324 Noviembre de 2014

325 (Changuinola II, ya que Fortuna y Bayano están fuera de línea), 8.16% por Gas Natural (Telfers) y el resto lo cubre generación eólica, solar, biogás e intercambios con ACP. Respecto al despacho de compensación reactiva, se puede notar que respecto al escenario de demanda máxima se deberá despachar aproximadamente la mitad de la potencia reactiva requerida. Se requiere de MVAr para mantener una operación dentro de lo establecido en los criterios operativos. El consumo de potencia reactiva es muy moderado tomando en cuenta que 1,852 MW de generación son originados al occidente del sistema y la generación total del SIN es de 2,206 MW. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de demanda media de época lluviosa del año Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Media Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) 0.00 Mata de Nance 34.5 kv 0.00 Guasquitas 230 kv 0.00 Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv 0.00 Chiriquí Grande 500 kv 0.00 Panamá III 500 kv 0.00 Panamá III 230 kv (SVC) 3.40 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Se presenta el nivel de intercambio esperado entre occidente y centro de carga para el periodo lluvioso con el sistema en demanda media. Página No. 325 Noviembre de 2014

326 Se esperan aproximadamente 1,533 MW de intercambio entre el occidente y el centro de carga. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 65 contingencias simuladas. Por lo tanto el sistema opera de manera segura y confiable cumpliendo los criterios de seguridad operativa. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa Época Lluviosa en Demanda Mínima Despacho de Generación Se presenta la composición del despacho de generación esperado. Página No. 326 Noviembre de 2014

327 Composición de la Matriz Energética Demanda Mínima de Época Lluviosa 2023 Intercambios ACP 3.76% Carbón 17.85% Térmicas a Bunker 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Gas Natural 12.17% Hidroeléctricas de Pasada 52.76% Hidroeléctricas de Embalses 8.32% Biogás 0.64% Solares 0.00% Eólicas 7.40% Respecto al escenario de demanda media, se desplaza del despacho generación solar debido a que no se cuenta con radiación solar para producir durante el periodo de demanda mínima. Se disminuye la generación hidroeléctrica de pasada por requerimiento de la demanda, ya que la misma es muy inferior a la capacidad instalada de este tipo de generación. De manera adicional es necesario mencionar que por restricciones operativas el ciclo 1+1 de Telfers (Gas Natural) y la generación de la Central Boca Térmica (264 MW despachados) no pueden ser desplazados del despacho. Lo anterior causa que se deba restringir generación hidroeléctrica de pasada (verter agua). Las centrales de embalse Fortuna y Bayano se encuentran fuera de línea. Las centrales eólicas y la central de biogás se mantienen en el despacho sin modificaciones. Haciendo un análisis de la composición del despacho de generación, encontramos que 52.76%es a partir de generación hidroeléctrica de pasada, 17.85% a partir de carbón (Bocatérmica) y 8.32% de Changuinola II, con lo cual 76.03% de la generación del sistema se produce al occidente del país (Chiriquí y Bocas del Toro). La generación de gas natural representa 12.17% (Telfers), la eólica representa 7.40% y el resto de la demanda queda cubierta por medio de generación a base de biogás e intercambios con ACP. En cuanto al despacho de potencia reactiva en el Sistema de Transmisión, se ha requerido de la activación de bancos de reactores en las Subestaciones de Chiriquí Grande, Guasquitas, Changuinola, Mata de Nance y Llano Sánchez. De manera adicional se debe mencionar el hecho de que la línea Chiriquí Grande Panamá III a 500 kv cuenta con reactores de línea, -80 MVAr en el extremo de cada circuito, totalizando -320 MVAr entre ambos circuitos. Con ello se controla el excedente de reactivo Página No. 327 Noviembre de 2014

328 inyectado por las líneas de transmisión, manteniendo el perfil de tensión en la red de 230 kv en valores aceptables según el criterio de calidad. A continuación se muestra un resumen del despacho reactivo en el sistema de ETESA. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa. Generación Obligada No se espera generación obligada durante el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año La regulación que brindan los SVC permite que el sistema opere en un punto de estabilidad en caso de la C53 (disparo de un circuito de la línea Chiriquí Grande Panamá III), la cual es la contingencia más crítica, eliminando la necesidad de generación obligada en el despacho. Intercambios Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) Subestación Mínima Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv 0.00 Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv Guasquitas 230 kv Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv 0.00 Changuinola 230 kv Chiriquí Grande 500 kv Panamá III 500 kv 0.00 Panamá III 230 kv (SVC) 2.50 Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Se presenta el intercambio de potencia esperado para el periodo de mínima demanda de época lluviosa para el año Página No. 328 Noviembre de 2014

329 Notamos un intercambio de MW entre occidente y el centro de carga, medidos entrando a la Subestación Llano Sánchez a través de las líneas 1, 2 y 3, en adición al flujo entrante a la Subestación Panamá III, por medio de la línea 4. Debemos recordar que la generación hidroeléctrica de pasada al occidente se ha disminuido por requerimiento de demanda y la presencia de la Central Telfers en el centro de carga. No se esperan límites de intercambios entre occidente y el centro de carga. Análisis de Contingencias (N-1) Con base al listado de contingencias mostrado en la sección anterior, se realiza un análisis de contingencias al caso base. Los resultados muestran que bajo el despacho descrito se logra solución a los flujos de potencia por medio de la regulación primaria del sistema a las 65 contingencias analizadas. Esto es a causa de la regulación que brindan los SVC. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad operativa, por lo tanto el SIN opera de manera confiable. Los detalles de los resultados de las simulaciones de flujos de potencia en régimen permanente tanto en estado estable como en contingencias, se muestran en el Anexo III-11 del presente documento RESULTADOS DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA Consideraciones Se realiza un estudio de estabilidad dinámica al caso base con el objetivo de evaluar el desempeño del sistema ante contingencias que causen desbalances entre la carga y la generación, o líneas de interconexión que causen un cambio importante en el comportamiento de los flujos de potencia en el Sistema de Transmisión. El escenario analizado se centrará en el periodo lluvioso con el sistema en máxima demanda, ya que es en este escenario, en donde se exige el máximo desempeño al SIN desde el punto de vista de estabilidad, y será en donde se podrán localizar limitaciones, en caso de existir. Página No. 329 Noviembre de 2014

330 Las variables a monitorear serán las siguientes: Estabilidad angular de las unidades de generación tanto térmicas como hidráulicas. Voltajes en los principales nodos de las redes de 500 kv, 230 kv y 115 kv, pertenecientes al sistema de ETESA. Frecuencia del sistema, medida desde el nodo con mayor concentración de carga. En nuestro caso este nodo será la barra de 115 kv en la Subestación Panamá. Las variables monitoreadas permitirán identificar la estabilidad del sistema ante las contingencias a evaluar. Se simularán tiempos de pre-falla de un (1) segundo y posteriormente se aplicará una falla en el elemento bajo análisis, la cual durará cuatro (4) ciclos. Este tiempo de cuatro ciclos corresponde al tiempo de respuesta de las principales protecciones en el Sistema Principal de Transmisión. Posterior a los 4 ciclos se simulará la apertura del elemento fallado, liberando la falla para lo cual perdurará un tiempo de simulación de 30 segundos. Este tiempo es suficiente para monitorear el desempeño del SIN y confirmar o no, la estabilidad del sistema Contingencias a Evaluar Se presenta un listado con las contingencias dinámicas a ser evaluadas para el presente estudio. Contingencias Dinámicas Evaluadas - Periodo Lluvioso 2023 Identificador Contingencia Nodos Desbalance (MW) C1 Fortuna - G C11 Changuinola II - G C12 Boca Térmica - G C (Panamá - Panamá III) C C (Llano Sánchez - El Higo) C (Llano Sánchez - San Bartolo) C (Panamá III - Ciriquí Grande) Las contingencias mostradas en el cuadro anterior, representan aquellas contingencias que presentaron mayores dificultades durante la elaboración de los estudios de flujos de potencia en régimen permanente Análisis de Resultados Los resultados del estudio de estabilidad dinámica se muestran en el Anexo III-13 del presente documento. Los resultados del estudio muestran que: No existen asincronismos en unidades de generación ante las eventualidades simuladas. Se ha monitoreado el ángulo de rotación de las unidades síncronas despachadas respecto al nodo oscilante del caso, sin mostrar aceleraciones descontroladas. Por lo tanto, todas las unidades permanecen en línea posterior a la falla. Página No. 330 Noviembre de 2014

331 El perfil de tensión en los principales nodos del sistema se recupera satisfactoriamente posterior a la liberación de la falla, en donde se observan valores dentro del rango permisible por la norma. Por lo tanto, se cumple el criterio de calidad y se descarta un colapso de tensión. La frecuencia del sistema se recupera satisfactoriamente antes de los 30 segundos que dura la simulación y se estabiliza dentro de la banda permisible (58.9 Hz <f(t) < 61 Hz). No actúa el esquema de desligue de carga por baja frecuencia (EDCxBF) en ningún caso analizado. Por lo anterior se concluye que el sistema opera de manera estable, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad RESULTADOS DE ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO Los resultados para el estudio de cortocircuito se muestran en el Anexo III-12 del presente documento Consideraciones Para el estudio de cortocircuito se simulan fallas trifásicas y fallas de línea a tierra sobre todas las barras que conforman la red de 500 kv, 230 kv y 115 kv de ETESA. Las simulaciones se realizarán únicamente para el periodo de demanda máxima, ya que en este periodo se tienen en línea la mayor cantidad de unidades de generación y por lo tanto los niveles de cortocircuito serán los máximos. Se monitorea la corriente de cortocircuito Isc con el objetivo de comparar ésta contra la capacidad interruptiva de las principales protecciones ubicadas en las subestaciones de ETESA. De esta manera se confirmará la correcta (o deficiente) operación de los interruptores de potencia en el sistema de ETESA. Página No. 331 Noviembre de 2014

332 10.4 ANÁLISIS DEL AÑO ESQUEMA DEL PLANTEL DE GENERACIÓN Con el objetivo de mostrar la robustez de la opción de expansión recomendada por ETESA, se desarrolla un escenario para el año 2028 con el sistema en máxima demanda. Debido a que el objetivo del presente análisis se centrará en probar la eficiencia de los refuerzos presentados en el presenta Plan de Transmisión, se desarrollará un caso en el que se contemple un escenario de Renovables del modelo energético, el cual se ha presentado en el Plan Indicativo de Generación Con ello se cubre la totalidad de la generación planificada y de manera adicional la posible generación solar y eólica que podría ingresar al sistema. Con base al escenario de renovables mostrado en el Plan Indicativo de Generación 2014, se presentan los proyectos de generación considerados para el año Proyectos de Generación Considerados - Año 2028 Fecha de Entrada en Punto de Conexión al SIN Operación Proyecto MW Tecnología (Subestación) Año Mes 2018 ene Fotovoltaico Solar Fotovoltaico Llano Sánchez 2019 ene Fotovoltaico Solar Fotovoltaico Llano Sánchez ene Eólico Eólico Antón 2020 ene Fotovoltaico Solar Fotovoltaico Boquerón III 2021 ene Eólico Eólico Antón ene Eólico Eólico San Bartolo 2022 ene Fotovoltaico Solar Fotovoltaico Progreso 2023 ene Eólico Eólico San Bartolo ene CC GNL 250a Ciclo Combinado de Gas Natural Santa Rita 2024 ene MMV LPI (GNL) 300** Térmico - Motores de Media Velocidad a Gas Natural Santa Rita ene Lalin I (Gatu 16.6) Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez 2025 ene Eólico Eólico San Bartolo ene Lalín III (Gatú 46) Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez ene Fotovoltaico Solar Fotovoltaico Llano Sánchez 2026 ene CC GNL 250b Ciclo Combinado de Gas Natural Santa Rita ene Los Trancos 0.95 Hidroeléctrico - De Pasada Llano Sánchez 2027 ene Eólico Eólico El Coco ene San Andrés II 9.90 Hidroeléctrico - De Pasada Boquerón III 2028 ene CC GNL Ciclo Combinado de Gas Natural Santa Rita Total a Ingresar (MW) = 1, ** Conversión de tecnología: Cambio de combustible de Bunker a Gas Natural, por lo tanto no adiciona capacidad instalada al sistema. Los proyectos presentados se adicionan al plantel de generación desarrollado hasta el año 2023 en las secciones anteriores. En el periodo comprendido entre los años 2018 al 2028 se está considerando el ingreso de 755 MW de generación renovable a base de recursos eólicos o solar. Lo anterior se desprende de las múltiples solicitudes de conexión al SIN que en la actualidad se encuentran en proceso de evaluación en ETESA. De manera adicional se considera la adición de MW en generación hidroeléctrica de pasada y 700 MW en generación térmica en tecnología de ciclo combinado a base de gas natural. El total a añadirse es 1, MW con lo cual se observa que la capacidad instalada del sistema es muy superior a la demanda pronosticada del periodo. Para la conexión de los ciclos combinados a base de gas natural se desarrollará un patio a nivel de 230 kv de la Subestación Santa Rita, energizando el circuito /46 (Santa Rita Panamá II) a 230 kv. Página No. 332 Noviembre de 2014

333 De esta manera se brinda un nodo de conexión a los futuros proyectos térmicos a base de gas natural a instalarse en la Costa Atlántica CONFIGURACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN Con base a la alternativa de expansión recomendada por ETESA en el presente Plan de Expansión de Transmisión 2014, se presentan las obras de transmisión a ejecutarse durante el año 2028 Proyectos de Expansión en el Sistema de Transmisión - Año 2028 Proyecto Energización de la LT Santa Rita - Panamá II en 230 kv. Incluye expansión en subestaciones. Aumento de la capacidad de conducción de la línea 1 (Mata de Nance - Panamá) a 400 MVA/Cto. Fecha ene 2024 mayo 2024 Nuevo banco de capacitores de +90 MVAr en subestación Panamá 3 a nivel de 230 kv. enero 2028 Se ampliará la Subestación de Santa Rita, habilitando un patio a nivel de 230 kv y con capacidad de transformación de 350 MVA mediante dos (2) transformadores de potencia (230/115 kv) similares a los operativos en la Subestación de Panamá II. Una vez ampliada la subestación, se energizarán los circuitos /46 (Santa Rita Panamá II) a nivel de 230 kv, con el fin de evacuar la futura generación de las centrales a base de gas natural, directamente hacia la ciudad de Panamá. Se debe recordar que los circuitos /46 se han diseñado para operar a nivel de 230 kv, sin embargo se energizan inicialmente en 115 kv. Para el año 2024, se culminará el proyecto del aumento de la capacidad de la actual línea 1 de transmisión Mata de Nance Panamá, la cual es la más antigua entre los corredores que vinculan occidente con el centro de carga. Se realizará una reconstrucción de la línea de transmisión, cambiando la línea completa por una nueva, la cual utilizará la misma servidumbre que la actual. La línea nueva contará con un conductor 1200 de tipo ACAR similar a las líneas 2 (Guasquitas Panamá II) y 3 (Veladero Panamá) y tendrá capacidad de 500 MVA por circuito. Como se ha mencionado con anterioridad, el proyecto del aumento de capacidad de la línea 1 se llevará a cabo una vez se tenga a disposición la cuarta línea de transmisión. De lo contrario se deberá restringir generación al occidente del sistema en periodo de lluvias para ejecutar el proyecto a causa de las múltiples libranzas que se deberán llevar a cabo. Finalmente, se deberá adicionar un banco de capacitores de +90 MVAr (3X30 MVAr) en la Subestación de Panamá III a nivel de 230 Kv, para brindar soporte al SVC de esta subestación. Con el crecimiento de la demanda sobre la región capital, la exigencia de reactivo se incrementa y es necesario contar con capacidad remanente en el SVC de Panamá III para mantener estable el sistema en caso del disparo de la cuarta línea Chiriquí Grande Panamá III a nivel de 500 kv CONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN En cumplimiento al Artículo 64 del Reglamento de Transmisión, punto d.iii) en donde se expone que la Empresa de Transmisión, deberá coordinar con las Empresas Distribuidoras los proyectos de alta tensión (líneas y subestaciones) y media tensión (líneas) en los puntos de interconexión de frontera Página No. 333 Noviembre de 2014

334 con el Sistema Principal de Transmisión o Sistema de Conexión de Transmisión, ETESA ha consultado con los agentes distribuidores sobre las obras en alta y media tensión a considerarse dentro del presente Plan de Transmisión. A continuación se presentan las expansiones en las redes de distribución a considerarse durante el año Proyectos de Expansión en las Redes de Distribución Fecha Proyecto Empresa Expansión de la subestación Costa del Este ENSA 2024 Expansión de la subestación Llano Bonito Nueva subestación de Gonzalillo Nueva líena Gonzalillo - Calzada Larga La empresa de distribución Elektra Noreste, S.A. (ENSA) ha informado sobre las siguientes expansiones en su red: ENSA ENSA ENSA Adición de T2 en la futura subestación de Costa del Este de 50 MVA (115/13.8 kv). Adición del T2 en la nueva subestación de Llano Bonito de 50 MVA (115/13.8 kv). El proyecto incluye un interruptor de amarre entre las barras de ambos transformadores a nivel de 115 kv. La nueva subestación de Gonzalillo (115/13.8 kv), alimentada por medio de 10 km de líneas en doble circuito 115 kv desde Subestación Panamá II. Contará con un transformador con capacidad de 50 MVA. Se reforzará la red de 115 kv mediante la extensión de 10 km de línea 115kV circuito sencillo desde Subestación Gonzalillo hasta Calzada Larga. Las Empresas de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (EDEMET) y de Distribución Eléctrica de Chiriquí (EDECHI), no informaron sobre expansiones en su red para el año PRONÓSTICO DE DEMANDA Con base al pronóstico de la demanda mostrado por ETESA en los Estudios Básicos 2014, escenario medio o moderado, se presenta la demanda (MW) a considerarse en las simulaciones de los estudios eléctricos, para los escenarios del año Demanda Modelada - Año 2028 Periodo de Demanda Potencia (MW) Factor de Potencia Máxima 3, (-) Media 2, (-) Mínima 1, (-) Mediante un análisis de los históricos, se define que la demanda media del sistema corresponde a 85% aproximadamente de la demanda máxima y la demanda mínima corresponde a 58% aproximadamente de la demanda máxima. Respecto a la definición de los factores de potencia a considerarse para la carga, de acuerdo al Artículo 119 del Reglamento de Transmisión, las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Página No. 334 Noviembre de 2014

335 Sistema Principal de Transmisión tienen la obligación de mantener los siguientes "valores tolerados" del factor de potencia: Horas de valle nocturno (Dmín) = 0.90(-) a 0.98(-). Resto del día (Dmax y Dmed) = 0.97(-) a 1.00 (-). Para el escenario del año 2028, se asumirá un factor de potencia de 0.99 (-) durante los periodos de demanda máxima y media para modelar la compensación del distribuidor en el crecimiento de su demanda. Esto se hace necesario ya que los pronósticos recibidos por parte de las distribuidoras muestran el crecimiento de potencia activa y no la compensación reactiva que debe ir acompañada al crecimiento de la demanda. De no realizarse, se carga la compensación del sistema completo a la transmisora, lo cual es una situación irreal RESULTADOS DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Esquema de Generación para el Año 2028 Se presenta el orden de mérito a seguir para el despacho de generación durante el periodo lluvioso del año Esquema de Generación para la Época Lluviosa 2028 (Escenario de Renovables) Planta Nombre Corto Número Orden La Estrella LESG1 - LESG Los Valles LVAG1 - LVAG Estí ESTG1 - ESTG Concepción CON 4.16A Mendre MEN 13A Algarrobos ALG 13A Dolega DOLG1-DOLG2-DOLG La Yeguada YEGG1 - YEGG2 - YEGG Macho de Monte MMOG1 - MMOG Gualaca GLAG1-GLAG Bajo Mina BAMG1 - BAMG Lorena LORG1 - LORG Chan I CHANG1 - CHANG2 - CHANG Macano MACG1 - MACG Paso Ancho PAAG1 - PAAG Prudencia PRUG1 - PRUG Los Planetas PLA Pedregalito 1 PEDI 13A Pedregalito 2 PEDII 13A Baitún BAIG1 - BAIG Las Perlas Norte LPN4.16A Las Perlas Sur LPS4.16A Mendre 2 MENII 13A El Fraile FRA13.8 G1 - FRA13.8 G Página No. 335 Noviembre de 2014

336 Cochea COC 13A Monte Lirio MLIG1 - MLIG2 - MLIG San Lorenzo SLO El Alto ALTG1 - ALTG2 - ALTG RP-490 RP4G1 - RP4G Bugaba BU1G1 - BU1G2 - BU1G La Potra LPO Salsipuedes SAL Barro Blanco BBL San Andrés SAN Bonyic BONG1 - BONG2 - BONG Pando PDOG1 - PDOG Las Cruces CRU Ojo de Agua ODA El Síndigo SIN Los Planetas II PLAII La Huaca LHU Caldera HCAL Los Estrechos ESCHO San Bartolo BAR Tizingal TIZ Bugaba II BUGII Burica BUR Santa María SMAG1 - SMAG Bajos de Totuma BDT La Laguna LAG La Palma LPA Asturias AST Chuspa CHU Cuesta de Piedra CDP Cañazas CAÑ Santa María 82 SMA82G1 - SMA82G Río Piedra RPI Potrerillos POT Changuinola II CHANIIG1 - CHANIIG El Remance REM Cerro Viejo CEV Cerro la Mina CMI Tabasará II TABII Lalín II LALII Lalín I LAL Lalín III LALIII Los Trancos LTR San Andrés II SANII Rosa de los Vientos RDVG Página No. 336 Noviembre de 2014

337 Portobelo PORG Marañón MARG Nuevo Chagre NCHG Las Margaritas MRG G Toabré TOAG Eólico 1 EOL1 G Eólico 2 EOL2 G Eólico 3 EOL3 G Eólico 4 EOL4 G Eólico 5 EOL5 G Eólico 6 EOL6 G Panasolar PSO París PAR Los Llanos (SDR) LLA Chiriquí (Solar XXI) PSC Chiriquí (Solar XXI) Etapa II PSC0.4B San Juan (Chiriquí -ENEL) SJU Solar Fotovoltaico 1 FOT Solar Fotovoltaico 2 FOT Solar Fotovoltaico 3 FOT Solar Fotovoltaico 4 FOT Solar Fotovoltaico 5 FOT Cerro Patacón (Biogás) CEP Fortuna FORG1-FORG2-FORG Boca Térmica BTEG1 - BTEG BLM Carbón BLMG2 - BLMG3 - BLMG4 - BLMG Telfers TELG1 - TELG2 - TELG Punta Rincón PRIG1 - PRIG Ciclo Combinado de Gas Natural (CCGNL250A) CCGNL A (G1 - G3) Ciclo Combinado de Gas Natural (CCGNL250B) CCGNL B (G1 - G3) Ciclo Combinado de Gas Natural (CCGNL200) CCGNL (G1 - G3) Bayano BAYG1-BAYG2-BAYG Motores en Gas Natural CTE13A-CTE13B-CTE13C Turbinas a Gas Natural TELG1 - TELG (Ciclo Abierto) CCGNL250 A/B (G1 - G2) CCGNL200 (G1 - G2) Miraflores G9 MIRG Miraflores G10 MIRG A.C.P.2 (Miraflores G7) MIR13B A.C.P.3 (Miraflores G8) MIR13B Pacora PAC 13A Página No. 337 Noviembre de 2014

338 Miraflores G6 MIRG Panam PAM13A-PAM13B Cativá CAT13A-CAT13B El Giral II GIR 13B El Giral GIR 13A Termo Colón Ciclo TCOG1-TCOG2-TCOG Capira CAPG9-CAP4.16A Chitré CHI4.16A Miraflores G5 MIRG Miraflores G2 MIRG Miraflores G1 MIRG El esquema de generación presentado tiene en cuenta los siguientes aspectos: Utiliza como base las proyecciones de costo de combustible dictadas por la Secretaría Nacional de Energía en los "Criterios para la Elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014", aplicando una tendencia de acuerdo al EIA/DOE, utilizando agosto, septiembre y octubre como meses modelo. Durante el periodo lluvioso BLM Carbón, está compuesto por 4 unidades de vapor (G2, G3, G4 y G9), que son alimentadas por una sola caldera a base de carbón. Punta Rincón es la central térmica que alimenta el proyecto minero de Petaquilla. Por lo tanto, el mínimo a despachar por esta central será la demanda del sitio minero. No se debe disminuir las unidades de Boca Térmica a menos de 132 MW por unidad de generación Época Lluviosa en Demanda Máxima Despacho de Generación Se presenta la composición del despacho de generación para el periodo lluvioso del año 2028, con el SIN en demanda máxima. Página No. 338 Noviembre de 2014

339 Composición de la Matriz Energética Demanda Máxima de Época Lluviosa 2028 (Escenario de Renovables) Intercambios ACP 1.67% Térmicas a Bunker 0.00% Térmicas a Diesel 0.00% Gas Natural 16.03% Carbón 12.84% Hidroeléctricas de Pasada 44.53% Hidroeléctricas de Embalses 14.66% Biogás 0.29% Solares 2.68% Eólicas 7.30% Se despachan todas las centrales hidroeléctricas de pasada al 95% de su capacidad instalada, simulando el periodo lluvioso. Con ello, se despacha efectivamente 1, MW en generación hidroeléctrica de pasada, lo cual corresponde al 44.53% de la generación efectiva del escenario. Siguiendo el orden de mérito establecido para el periodo, se despachan las centrales eólicas al 25% de su capacidad instalada. Con ello se despacha efectivamente MW que corresponde a 7.3% de la generación. Las centrales solares se despachan al 30% de su capacidad (por tratarse del periodo de lluvias), lo que corresponde a 89.4 MW o 2.68% de la generación global y la central de Biogás de Cerro Patacón despacha 9.5 MW (corresponde a 0.29%). Al analizar la configuración del despacho de generación mencionado hasta el momento, notamos que 1, MW se producen a partir de fuentes renovables, lo cual corresponde al 54.8% del despacho de generación requerido para cubrir la demanda. La Central Fortuna se despacha a plena capacidad con tres (3) unidades a 95 MW cada una y la nueva Central Changuinola II (de embalse) se despacha también a plena capacidad con dos (2) unidades a MW. La central a carbón Bocatérmica despacha el máximo con dos (2) unidades a MW cada una. Con ello se entrega el máximo disponible al occidente del sistema. Sumando la generación hidroeléctrica de pasada, la generación solar, la generación de las hidroeléctricas de embalse Fortuna, Changuinola II y la central de carbón de Bocatérmica, se tiene que 2, MW son despachados desde el extremo occidental del sistema (71.29% de la generación total del sistema). Página No. 339 Noviembre de 2014

340 Completando el despacho, ingresa la Central de BLM Carbón (114 MW) y la Central de Gas Natural Telfers en ciclo combinado (2+1) despachando534 MW. Con ello se cubre de manera completa la demanda y por lo tanto esta central margina el costo operativo. La Central de Bayano no ingresa a despacho debido a que tiene mayor costo operativo. Debido al mismo motivo no se tiene intercambios entre Minera Panamá (Punta Rincón) y el SIN. El despacho descrito supone el máximo uso de las líneas troncales del sistema. El objetivo será analizar la robustez de la opción recomendada por ETESA en la expansión del sistema de transmisión. Se presenta la compensación reactiva (MVAr) despachada en bancos de capacitores y SVC, comparando las dos alternativas a de expansión más factibles para el sistema troncal de transmisión. Despacho de Compensación Reactiva (MVAr) - Dmax Lluvioso Subestación 500 kv 230 kv Panamá 115 kv Panamá II 230 kv (Bancos) Panamá II 115 kv Chorrera 230 kv Llano Sánchez 230 kv (Bancos) Mata de Nance 34.5 kv Guasquitas 230 kv Veladero 230 kv San Bartolo 230 kv Changuinola 230 kv Chiriquí Grande 500 kv Panamá III 500 kv Panamá III 230 kv (Bancos) Panamá III 230 kv (SVC) Llano Sánchez 230 kv (SVC) Panamá II 230 kv (SVC) Total Despachado (MVAr) = , Nota: Cuarta línea de transmisión en 500 kv tiene energizados los reactores de línea. Son -80 MVAr en cada extremo por circuito. Notamos que de optar por la alternativa de expandir mediante una línea de doble circuito a nivel de 500 kv se requiere despachar MVAr para mantener los elevados montos de transferencia de energía entre occidente y centro de carga. Vale la pena mencionar que el sistema aún cuenta con suficientes reservas reactivas para afrontar contingencias severas que causen desbalances entre carga y generación e inclusive el disparo de uno de los circuitos que compone la línea de 500 kv. Si se expande a nivel de 230 kv (dos líneas de transmisión de doble circuito), se requiere de 1, MVAr en compensación reactiva repartida a lo largo del troncal de 230 kv. Se observa que el SVC de Panamá III, ha agotado toda reserva disponible, con lo cual no se tiene capacidad de respuesta en caso de contingencias severas, lo cual indica que se requiere de mayores expansiones para garantizar la operación segura del sistema. Página No. 340 Noviembre de 2014

341 Existe una diferencia de MVAr en potencia reactiva despachada en el sistema, comparando ambas expansiones para el mismo despacho de generación, sin perder de vista que la alternativa de expandir en 230 kv, ha agotado la reserva reactiva del sistema. Generación Obligada El desarrollo mediante la opción de la cuarta línea de transmisión a nivel de 500 kv elimina toda generación obligada a causa de restricciones de transmisión (capacidad de transmisión o inestabilidad de tensión). Por lo tanto para la opción a 500 kv no existe generación obligada durante la máxima demanda de periodo lluvioso del año De ir por la opción a 230 kv (dos líneas de doble terna Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III), se requiere despachar generación obligada ya que el sistema no cuenta con reserva reactiva para hacerle frente a tres (3) contingencias simuladas, derivando en la divergencia del escenario de flujos de potencia a causa de déficit de potencia reactiva. Se presenta un resumen de la generación obligada que presentaría el escenario. Por orden de mérito se despacha Telfers a plena capacidad y la oferta de Punta Rincón para un total de MW de generación obligada. Como consecuencia de la generación obligada se deberá restringir la generación de Bocatérmica al mínimo permisible y Fortuna (3X73.78 MW). Lo anterior es señal de que el sistema requiere de mayores refuerzos (líneas de trasmisión y aumento de reservas reactivas mediante bancos capacitivos) para cumplir con los niveles de intercambio planificados de manera segura, sin requerir de romper el despacho económico. Intercambios Generación Obligada Requerida Central de Generación MW Telfers Punta Rincón Total (MW) = Se presentarán los intercambios esperados para el periodo lluvioso del año 2028, para ambas alternativas de expansión. Los intercambios mostrados permiten una operación segura en cumplimiento a los criterios operativos, por lo tanto la opción de 230 kv cuenta con generación obligada. De manera adicional se presenta la carga en líneas a manera de mostrar la capacidad remanente del sistema de transmisión bajo las condiciones más exigentes. Página No. 341 Noviembre de 2014

342 Alternativa Cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Panamá III en 500 kv, doble circuito. Se presenta un intercambio entre occidente y el centro de carga de 1, MW. Los intercambios se refieren a la suma de los flujos de potencia que convergen en la Subestación de Llano Sánchez y Panamá III a través de las líneas 1, 2, 3 y 4. A continuación los niveles de intercambio para la alternativa de expandir el corredor principal a nivel de 230 kv. Página No. 342 Noviembre de 2014

343 Alternativa Cuarta y Quinta línea de transmisión Chiriquí Grande Punta Rincón - Panamá III en 230 kv, doble circuito. Se presenta un intercambio de 1, MW entre occidente y el centro de carga. En comparación a la alternativa en 500 kv se presenta un decremento de MW a causa de la generación obligada que ha de despacharse para operar de manera segura en cumplimiento al criterio N-1. Página No. 343 Noviembre de 2014

344 Para la alternativa de 500 kv, la máxima carga se presenta en el tramo Panamá Panamá III de la tercera línea de transmisión, la cual opera al 65.89% de su capacidad térmica (500 MVA). Es de notar que la máxima carga registrada sobre la línea 1 (Mata de Nance Panamá) es de apenas 34% respecto a su capacidad nominal (localizada en el tramo Mata de Nance Veladero). Esto es a causa del proyecto de aumento de capacidad de la línea 1 a ejecutarse en julio de Para la cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Panamá III a nivel de 500 kv, se presenta una carga de 37% respecto a su capacidad nominal (1,288 MVA), con lo cual se cuenta con suficiente capacidad remanente a pesar de haberse despachado el total disponible al occidente del sistema. De manera adicional, el contar con la línea tiene el efecto de disminuir la carga sobre la red de 230 kv, mostrándose un sistema con suficiente capacidad remanente y sin problemas de limitaciones por déficit de reactivo y problemas de regulación de tensión. En cuanto a la alternativa de expandir en 230 kv, la máxima carga se presenta en el tramo Veladero Llano Sánchez (230-14/15) de la línea 2, el cual opera al 68% respecto a su capacidad nominal (275 MVA). En términos generales, se observa un mayor uso de la línea 2 bajo la expansión a 230 kv la cual mantiene una carga siempre superior al 50% respecto a su capacidad nominal. La cuarta y quinta línea de transmisión, Chiriquí Grande - Punta Rincón Panamá III presentan cargas de 36% respecto a su capacidad nominal (500 MVA) con lo cual aún se cuenta con suficiente capacidad remanente. Finalmente, con el proyecto del aumento de capacidad de la línea 1, se presenta una carga para este corredor que oscila entre 24% a 41% respecto a su nominal. Los resultados de los análisis de carga de líneas sobre el corredor troncal, despachando el total disponible al occidente y tomando en cuenta generación renovable nos permite concluir que: Para ambas expansiones el sistema de transmisión troncal cuenta con capacidad remanente. No obstante a esta capacidad remanente, la limitación se encuentra en la reserva reactiva disponible que presente el SIN para llevar a cabo las transferencias. A causa de un déficit de reservas reactivas para la opción de 230 kv, el escenario que considera esta alternativa presenta generación obligada para la fecha bajo análisis. La opción de 230 kv requiere de expansiones adicionales en orden de operar el sistema de manera segura. Estas expansiones podrían ser líneas de transmisión o el aumento de la reserva reactiva mediante bancos capacitivos o SVC. El sistema de transmisión nos vuelve a enviar una señal de la necesidad de cambiar el nivel de voltaje de operación a 500 kv, ya que las transferencias que se llevarán a cabo en un futuro entre el occidente y el centro de carga lo requieren. Con ello se garantiza la reserva reactiva del sistema y se evita futuras inversiones de mayores montos, sobre el sistema de transmisión. Análisis de Contingencias (N-1) Se realiza un análisis de contingencias al caso base con el fin de verificar el cumplimiento del criterio de seguridad (N-1) y comprobar la correcta operación del sistema. Para ello se elabora un listado de Página No. 344 Noviembre de 2014

345 contingencias, el cual considera contingencias únicas de generación que causen los mayores desbalances entre carga y generación, y se evalúan contingencias únicas de transmisión sobre todas las líneas pertenecientes al Sistema de Transmisión de ETESA, incluyendo el desarrollo de la cuarta línea de transmisión a nivel de 500 kv o 230 kv. A continuación se presenta el listado de contingencias a evaluar. Contingencias Únicas de Generación - Época Lluviosa 2028 Generador Número de Barra Desbalance (MW) Identificador de Contingencia Fortuna - G C1 Bayano - G C2 Estí - G1 y G2 (Línea ) C3 Panam - G1 a G6 (Línea ) C4 Changuinola - G C5 Gualaca - Lorena - Prudencia (Línea ) C6 Bahía las Minas - G2, G3, G4 y G C7 Telfers - G C8 Telfers Ciclo (1+1) - G1 y G3* C9 Punta Rincón - G C10 Changuinola II - G C11 Boca Térmica - G C12 Central de Gas Natural en Ciclo Combinado de (1+1)** C13 * Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachado Telfers como Ciclo Combinado en configuración 1+1. ** Sólo aplica en escenarios en donde se ecuentre despachada la central CCGNL250 como Ciclo Combinado en configuración 1+1. Contingencias Únicas de Transmisión - Época Lluviosa 2028 Línea de Transmisión Número de Barra Identificador de Circuito Sencillo Contingencia 230-1A (BAY-MRG) C A (PAC-MRG) C B (PAC-PAN2) C C (PAN-PAN2) C A (BAY-COP-24DIC) C B (24DIC-PAN2) C A (PAN-CHO) C (PAN-PAN3) (EXPANSIÓN) C (CHO-PAN3) (EXPANSIÓN) C B (EHI-CHO) C C (LSA-EHI) C A (LSA-VEL) C (LSA-VEL) C (CHO-ANT) (EXPANSIÓN) C (LSA-ANT) (EXPANSIÓN) C B (MDN-VEL) C29 Página No. 345 Noviembre de 2014

346 230-7 (FOR-MDN) C A (MDN-BOQ3) C B (PRO-BOQ3) C (MDN-PRO) (EXPANSIÓN) C (RCL-PRO) C A (PAN2-PAN3) C B (PAN3-BNGA) C C (COC-BRNGA) C D (LSA-COC) C (LSA-SBA) (EXPANSIÓN) C (VEL-SBA) (EXPANSIÓN) C (GUA-VEL) C (GUA-FOR) C A (FOR-CHG) C B (ESP-CHG) C C (ESP-CHA) C (CAH-CHA) C A (DOM-VEL) C B (RCL-DOM) C (BAI-PRO) C A (PRO-BFR) C (CAN-GUA) C A (CAN-CHG) C B (CHA-CHG) C (PAN3-CHG) (4TA LÍNEA) C A (CAC-SRI) C B (CAT2-SRI) C B (LM1-SRI) C A (PAN-CHI) C B (LM2-CHI) C A (CPA-PAN) C B (CPA-LM2) C (CAC-MIR) C (CAC-PAN) C (CAL-MDN) C (SRI-PAN2) C (TEL-PAN3) C66 Nota: Para la opción de expandir en 230 kv se deberá adicionar los circuitos Chiriquí Grande Punta Rincón y Punta Rincón Panamá III al listado de contingencias. De manera adicional, se evalúa el desempeño del SIN ante contingencias por medio del módulo de análisis de contingencias ACCC (AC Contingency Solution) del programa PSS/E TM de SIEMENS PTI. El tipo de solución a las contingencias evaluadas se obtiene bajo la acción de la regulación primaria del sistema, en donde se solucionan los flujos de potencia mediante la intervención de los gobernadores Página No. 346 Noviembre de 2014

347 de las unidades despachadas y la acción reguladora de los cambiadores de tomas bajo carga de los transformadores (condición operativa real esperada). Para la opción de la cuarta línea a 500 kv se logra solución a los flujos de potencia a todas las pruebas simuladas. No se reportan violaciones a los criterios de calidad y seguridad, por lo tanto el sistema opera de manera segura en cumplimiento a los criterios de seguridad operativa. Para la opción de la cuarta y quinta línea, las contingencias C23 (El Higo Chorrera), C24 (Llano Sánchez El Higo) y C37 (El Coco Burunga) no logran la solución a los flujos de potencia por medio de la acción de la regulación primaria (gobernadores). Debido a ello concluimos que de desarrollar el sistema de transmisión bajo esta alternativa, se requerirá de mayores inversiones para mantener la reserva reactiva necesaria para operar de manera segura con los niveles de intercambios mostrados Época Lluviosa en Demanda Máxima con Intercambios Se elabora un escenario considerando intercambios de energía entre el SIN, el Sistema Eléctrico Regional (SER) y Colombia (Interconexión Colombia-Panamá). El objetivo del escenario es comprobar la capacidad del sistema de trasmisión de Panamá (considerando los refuerzos propuestos en el presente plan de expansión) de llevar un porteo entre Centro América y Colombia, en condiciones de demanda máxima del SIN y en periodo de lluvias, el cual es el escenario más crítico para el sistema de transmisión de Panamá. La metodología empleada será la siguiente: Se parte de un escenario con el SIN en operación aislada y en máxima demanda de periodo lluvioso. El objetivo es definir el despacho nacional cumpliendo el orden de mérito de manera tal que se garantice el despacho económico a la demanda local. El escenario resultante se interconecta con Centro América (cerrando los enlaces SIEPAC B los circuitos y ) y también se interconecta con Colombia. Se inicia el proceso de transferencia de energía, incrementando gradualmente la generación de México (nodo oscilante para Centro América) hacia Colombia. No se deberá modificar la generación local de Panamá. Se repite el paso anterior hasta lograr un intercambio de 400 MW entre Centro América y Colombia. El enlace Panamá Colombia será una línea de transmisión en corriente directa (HVDC) con lo cual los sistemas eléctricos de Colombia y Panamá se encuentran desvinculados inercialmente, y el enlace se puede modelar como un circuito de impedancia cero, que parte desde la Subestación Panamá II y en cuyo extremo se encuentra una carga, la cual será positiva en caso de retiro de energía desde Colombia o negativa en caso de inyecciones de energía desde Colombia. Resultados El desarrollo de la red de transmisión a nivel de 230 kv, por medio de la cuarta y quinta línea de transmisión Chiriquí Grande Punta Rincón Panamá III, no permite realizar operaciones regionales entre el SER y Colombia, ya que Panamá no cuenta con la reserva reactiva requerida para mantener Página No. 347 Noviembre de 2014

348 los altos niveles de intercambio de energía de manera segura. El escenario diverge en su solución a los flujos de potencia debido a los bajos voltajes presentados sobre la red troncal en 230 kv, debido al déficit de reserva reactiva presentado por el SIN. Por otra parte el desarrollo de la red de transmisión a nivel de 500 kv, por medio del circuito Chiriquí Grande Panamá III, permite realizar la transferencia de 400 MW en sentido Norte-Sur con Panamá en porteo únicamente en condiciones de operación normal. Al evaluar el escenario con la red de 500 kv bajo condiciones de contingencias, se encuentra que se logra solución a los flujos de potencia a 18 de las 66 contingencias modeladas. Para lograr la transferencia de 400 MW desde Centro América hacia Colombia de manera segura, se requiere de aumentar la reserva reactiva del sistema, ya que se cuenta con la capacidad de transmisión. Con base a los resultados del análisis de flujos de potencia considerando transferencias regionales con Panamá en porteo, se logra concluir que para ambas alternativas evaluadas se requiere de refuerzos, en orden de lograr los niveles de intercambio planificados, sin embargo la opción de expandir en 500 kv requiere únicamente del aumento de las reservas reactivas mediante adición de bancos de capacitores, mientras que la opción de expandir en 230 kv requiere de nuevos circuitos de transmisión y de manera adicional el aumento de las reservas reactivas del sistema. Por lo tanto es claro que conviene expandir en 500 kv. Página No. 348 Noviembre de 2014

349 Alternativa Cuarta línea de transmisión Chiriquí Grande Panamá III en 500 kv, doble circuito Transferencias de 400 MW en sentido Norte Sur, con Panamá en Porteo Página No. 349 Noviembre de 2014

350 CAPÍTULO 11: PLAN DE EXPANSIÓN A LARGO PLAZO Tomando en cuenta el nuevo escenario de generación que considera las centrales generadoras hidro, obtenemos de los análisis realizados, que es necesario desarrollar los siguientes proyectos, de modo que el sistema de transmisión tenga la capacidad para transportar toda la generación de estas centrales, cumpliendo con las normas de calidad establecidas en el Reglamento de Transmisión. Las ampliaciones identificadas en el largo plazo, , son las siguientes: Proyectos Identificados en el Largo Plazo 1. Línea a Darién La Secretaria Nacional de Energía en la Definición de Política y Criterios para la Revisión del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2014 estableció que Se reiteran los planes de integración del Sector Panamá Este para que esté listo a corto plazo (no más de cuatro años), en especial para la Provincia de Darién, a través de una línea de transmisión ente la subestación Panamá 2 y Santa Fé de Darién. Debe incluirse un ramal a su cabecera La Palma. Bajo esta instrucción y tomando en consideración los comentarios del agente distribuidor ENSA, se restructura en el presente Plan de Expansión el proyecto de integración al SIN de la Provincia de Darién. En los planes anteriores se presentaba este proyecto, mediante la construcción de una línea de aproximadamente 215 km desde la Subestación Panamá II a una nueva subestación Metetí 230 KV, por medio de una línea con torres para doble circuito, montando inicialmente un solo circuito. Debido a la necesidad de reforzar el sistema de transmisión al Este de la Ciudad de Panamá a causa de proyectos de generación, sobre todo de tecnología solar y eólica, además del requerimiento de remplazar la antigua línea Panamá II Bayano y la necesidad de brindar nuevos puntos de conexión a futuras centrales de generación y a la empresa distribuidora ENSA para el desarrollo de la red de distribución, se presenta el proyecto de integración de la Provincia de Darién por medio de la nueva Línea de Transmisión Panamá II Chepo Metetí. Se trata de una nueva línea de transmisión de 42 km aproximadamente de longitud desde subestación Panamá II hasta la futura subestación Chepo 230 kv, en doble circuito con conductor calibre 1,200 kcmil de tipo ACAR, con capacidad de 500 MVA por circuito. A partir de Chepo se interconectará Darién por medio de un circuito sencillo de 170 km de longitud aproximada con estructuras diseñadas para doble circuito pero montadas inicialmente a circuito sencillo, con conductor 1,200 kcmil tipo ACAR y con capacidad de 500 MVA, hasta finalizar en la futura subestación de Metetí 230 kv. La futura subestación de Chepo tiene como finalidad brindar un punto de conexión para futuras centrales de generación en el sector este de la Ciudad de Panamá, a la vez que permitirá el tendido de un nuevo circuito de transmisión que aumente la capacidad de transmisión en sentido Este-Centro de Carga y a la vez permita el remplazo del circuito Panamá II Bayano, el cual estará próximo a cumplir Página No. 350 Noviembre de 2014

351 su tiempo de vida útil. De manera adicional, se brindará un punto de conexión para el desarrollo de la red de distribución del sector Este y mejorará la confiabilidad de suministro de esta zona. Para viabilizar el proyecto es requerida la ampliación de la subestación Panamá II en 230 kv, la construcción de las nuevas subestaciones Chepo y Metetí en 230 kv y el tendido de la nueva línea de transmisión en 230 kv, en doble terna hasta Chepo y en circuito sencillo desde Chepo hasta Metetí. Inicio de proyecto: enero de 2015 Inicio de Operación: enero de 2019 Costo Estimado: B/. 92,809 Adición Subestación Panama II 230 KV B/. Suministro 1,639,840 Fundaciones 409,960 Montaje 245,976 Contingencias 114,789 Ingeniería y Administración 183,662 EIA 4,362 Diseño 68,873 Inspección 68,873 IDC 137,747 Total 2,874,082 Subestación Chepo 230 KV B/. Suministro 9,492,790 Fundaciones 2,373,198 Montaje 1,423,919 Contingencias 664,495 Ingeniería y Administración 1,063,192 EIA 25,251 Diseño 398,697 Inspección 398,697 IDC 797,394 Terreno 100,000 Total 16,737,633 Subestación Meteti 230 KV B/. Suministro 2,332,340 Fundaciones 583,085 Montaje 349,851 Contingencias 163,264 Ingeniería y Administración 261,222 EIA 6,204 Diseño 97,958 Inspección 97,958 IDC 195,917 Terreno 100,000 Total 4,187,799 Linea Chepo. Meteti 230 KV Miles de B/. Suministro 23, Fundaciones 7, Derecho de vía Montaje 7, Contingencias 3, Ingeniería y Administración 3, EIA Diseño 1, Inspección 1, Indemnización 2, IDC 2, Total 53, Página No. 351 Noviembre de 2014

352 Linea Panamá II - Chepo 230 KV Miles de B/. Suministro 7, Fundaciones 1, Derecho de vía Montaje 1, Contingencias 1, Ingeniería y Administración EIA Diseño Inspección Indemnización IDC Total 15, Nueva S/E Vacamonte 230 kv Con el objetivo de cumplir con el criterio de confiabilidad de suministro y eliminar toda probabilidad de déficit de abastecimiento en el futuro, es necesario habilitar nuevos puntos de inyección de energía cercanos al Centro de Carga. Bajo éste criterio nace la nueva subestación de Vacamonte 230 kv, la cual permitirá eliminar restricciones de conexión a futuros proyectos de generación (sobre todo tipo térmica). El proyecto consiste en la construcción de 16 km aproximadamente de línea a nivel de 230 kv en doble circuito, con conductor 1,200 kcmil tipo ACAR con capacidad de 500 MVA, partiendo desde subestación Chorrera y finalizando en la futura subestación de Vacamonte 230 kv. Para ello es requerida la ampliación de S/E Chorrera y la construcción de la nueva S/E Vacamonte Se ha seleccionado el sitio de Vacamonte ya que es ideal para la instalación de futuras centrales térmicas debido a que cuenta con acceso por mar y facilidades al encontrase cercano a la entrada del Canal de Panamá por el Pacífico y localizarse cercano al centro de Carga de la Ciudad de Panamá, eliminando las restricciones de transmisión que podrían darse en caso de situarse en un punto más lejanos. Con esta iniciativa, ETESA muestra su compromiso con el desarrollo de la red de transmisión para facilitar la consecución de proyectos de generación con tecnología de última generación, que logren costes operativos más eficientes y se vea reflejado en un Costo Marginal del Sistema más económico, sin que la red de transmisión sea un impedimento para lograrlo. Inicio de Proyecto: Enero de 2016 Inicio de Operación: Septiembre de 2019 Costo Estimado: Miles de B/. 16,104 Página No. 352 Noviembre de 2014

353 Adición Subestación Chorrera 230 KV B/. Suministro 3,495,740 Fundaciones 873,935 Montaje 524,361 Contingencias 244,702 Ingeniería y Administración 391,523 EIA 9,299 Diseño 146,821 Inspección 146,821 IDC 293,642 Total 6,126,844 Subestación Vacamonte 230 KV B/. Suministro 2,332,340 Fundaciones 583,085 Montaje 349,851 Contingencias 163,264 Ingeniería y Administración 261,222 EIA 6,204 Diseño 97,958 Inspección 97,958 IDC 195,917 Terreno 100,000 Total 4,187,799 Linea Chorrera - Vacamonte 230 KV Miles de B/. Suministro 2, Fundaciones Derecho de vía Montaje Contingencias Ingeniería y Administración EIA Diseño Inspección Indemnización IDC Total 5, Línea Chiriquí Grande Panamá III 500 KV Debido al incremento de generación hidroeléctrica, eólica y solar en el occidente del país entre los años , de acuerdo al Plan Indicativo de Generación, se tendría un incremento de proyectos hidro, eólicos y solares de 1,000 MW, que sumado a los 1,240 MW existentes daría un total de 2,240 MW de generación, la mayoría de estos de pasada o filo de agua. Año Incremento de Capacidad Hidro, Eólica y Solar (MW) en el Occidente del País ,240.0 (existentes) Página No. 353 Noviembre de 2014

354 Total 2,240.0 Debido a que las líneas de transmisión que provienen del occidente del país, incluyendo la tercera linera, solo tienen capacidad para un total de 2,044 MW, es necesario aumentar la capacidad de transmisión desde el occidente para poder transmitir de forma confiable, segura y eficiente toda la generación hacia los principales centros de carga, ciudades de Panamá y Colón, cumpliendo con todas las normativas vigentes y con un despacho económico de acuerdo al orden de mérito de las unidades generadoras. Para esto se ha considerado la construcción una cuarta línea de transmisión proveniente desde el occidente del país, en el área de Bocas del Toro, Subestación Chiriquí Grande, hasta una nueva subestación de transmisión en el área de la ciudad capital, Panamá III. Debido a las restricciones de rutas y servidumbres para el tendido de nuevas líneas de transmisión, se ha considerado que esta nueva línea sea de 500 KV y dos conductores 750 ACAR por fase, con una longitud aproximada de 330 km. Esta línea tendría una capacidad aproximada de 1,280 MVA por circuito en condiciones normales de operación y 1,856 MVA en condiciones de emergencia. Con esto se garantiza que el sistema de transmisión pueda transportar toda la generación hidroeléctrica, eólica y solar ubicada en el occidente de país a los principales centros de carga, ciudades de Panamá y Colón hasta después del año Para este proyecto, además de la construcción de esta nueva línea, será necesaria la construcción de un patio de 500 KV en la subestación Panamá III, con la adición de tres transformadores de potencia de 500 MVA cada uno, para cumplimiento del criterio de seguridad N-1 y un SVC en 230 kv de +150/- 30 MVAr. Inicio de proyecto: enero de 2016 Inicio de Operación: febrero de 2020 Página No. 354 Noviembre de 2014

355 Línea Chiriquí Grande - Panamá III 500 KV Doble Circuito 2 X 750 ACAR Miles de B/. Suministro 99, Fundaciones 38, Derecho de vía 1, Montaje 40, Contingencias 17, Ingeniería y Administración 14, EIA Diseño 5, Inspección 8, Indemnización 9, IDC 10, TOTAL 246, Subestación Chiriquí Grande 500/230 KV Miles de B/. Suministro 59, Montaje 8, Obras Civiles Generales 14, Contingencias 4, Diseño 2, Ingeniería 3, Administración 3, Inspección 2, IDC 5, EIA Terrenos 0.00 TOTAL 104, Subestación Panamá III 500/230 KV Miles de B/. Suministro 55, Montaje 8, Obras Civiles Generales 13, Contingencias 3, Diseño 2, Ingeniería 3, Administración 3, Inspección 2, IDC 4, EIA Terrenos 0.00 TOTAL 97, Página No. 355 Noviembre de 2014

356 SVC S/E Panamá III 150 MVAR Miles de B/. Suministro 15, Montaje 3, Obras Civiles Generales 1, Contingencias Diseño Ingeniería Administración Inspección IDC 1, EIA Terrenos 0.00 TOTAL 25, A continuación se presenta un cronograma generalizado, mostrado las fases y tiempo estimado de ejecución del proyecto. Página No. 356 Noviembre de 2014

357 Página No. 357 Noviembre de 2014

358 4. Nueva LT Punta Rincón Telfers, 230 kv En el Plan Indicativo de Generación 2014 se informa sobre el ingreso de una central a base de carbón, localizada en Punta Rincón en la costa abajo de la Provincia de Colón. Esta central de generación tendrá una capacidad instalada de 300 MW con una inyección efectiva máxima de 274 MW, la cual servirá para abastecer la demanda de un sitio minero de cobre de la empresa Minera Panamá, S.A. Para ello el agente ha informado desarrollar una línea de transmisión en doble terna de 100 km aproximadamente de longitud, desde Punta Rincón hasta la subestación de Llano Sánchez a nivel de 230 kv. En vista de que se desarrollará la infraestructura eléctrica que conecte la costa abajo colonense al resto del SIN e identificando una oportunidad de mallar el Sistema Principal de Transmisión, con el fin de aumentar la confiabilidad de suministro a los principales centros de carga del país, se desarrollará una línea de transmisión a nivel de 230 kv en doble circuito, con diseño similar a la tercera línea de transmisión, conductor 1200 ACAR y capacidad de 500 MVA por circuito, desarrollando una nueva servidumbre de paso por la costa atlántica colonense, vinculando las subestaciones de Punta Rincón y Telfers. La línea de transmisión contará con una longitud aproximada de 105 km y se deberá gestionar un nuevo cruce por el Canal de Panamá por la Provincia de Colón para el paso de esta línea de transmisión. Un vez finalizada la línea Punta Rincón Telfers, se lograría contar con un anillo a nivel de 230 kv en el Sistema Principal de Transmisión, Llano Sánchez Punta Rincón Telfers Panamá III, el cual brindará mayor confiabilidad al sistema, robustez ante contingencias (N-1) y vías alternas para el suministro a los principales centros de consumo. El proyecto contempla la ampliación de la subestación Punta Rincón, ampliación de la subestación Telfers y la construcción de la línea en doble terna en 230 kv. Inicio de Proyecto: Enero de 2017 Página No. 358 Noviembre de 2014

359 Inicio de Operación: Junio de 2020 Costo Estimado: Miles de B/. 53, Adición Subestación Punta Rincón 230 KV B/. Suministro 3,495,740 Fundaciones 873,935 Montaje 524,361 Contingencias 244,702 Ingeniería y Administración 391,523 EIA 9,299 Diseño 146,821 Inspección 146,821 IDC 293,642 Total 6,126,844 Adición Subestación Telfer 230 KV B/. Suministro 3,495,740 Fundaciones 873,935 Montaje 524,361 Contingencias 244,702 Ingeniería y Administración 391,523 EIA 9,299 Diseño 146,821 Inspección 146,821 IDC 293,642 Total 6,126,844 Linea Punta Rincón - Telfers 230 KV Miles de B/. Suministro 19, Fundaciones 5, Derecho de vía Montaje 5, Contingencias 2, Ingeniería y Administración 2, EIA Diseño Inspección 1, Indemnización 1, IDC 1, Total 41, Reemplazo de la Línea 1, Veladero Llano Sánchez - Chorrera - Panamá 230 kv Según el Plan Indicativo de Generación 2014, para el año 2023 se contaría con un total de 2,240 MW de generación hidro, eólica y solar ubicada en el occidente del país, de la cual la mayor parte se deberá transmitir a los principales centros de carga, ciudades de Panamá y Colón Para que el sistema de transmisión proveniente desde el occidente pueda transmitir de forma confiable y segura la generación de las centrales ubicadas en esta área, junto a la nueva línea de 500 KV, será necesario el reemplazo de las líneas de transmisión Veladero Llano Sánchez (230-5A/6A), Llano Sánchez Chorrera (230-3B/4B) y Chorrera Panamá (230-3A/4A) las cuales para esa fecha contarán ya con casi 50 años de operación, pasando así de su vida útil. Por tratarse estas líneas de las primeras en ser construidas a nivel de 230 KV, tienen un capacidad reducida de 247 MVA por circuito, por lo que se Página No. 359 Noviembre de 2014

360 propone que las nuevas líneas tengan mayor capacidad, 500 MVA por circuito, con conductor 1200 ACAR, brindando así el adecuado nivel de seguridad y confiabilidad de suministro, junto con la nueva línea de 500 KV. Estado: nuevo proyecto Inicio de Construcción: enero de 2020 Inicio de Operación: febrero de 2024 Costo estimado; B/. 107,282,,000 REEMPLAZO DE LINEAS 230 KV VELADERO - LLANO SÁNCHEZ - CHORRERA - PANAMA (Miles de B/.) VEL - LLS LLS - CHO CHO - PAN Suministro 18, , , Fundaciones 4, , , Derecho de vía Montaje 4, , , Desmontaje 1, , Contingencias 3, , , Ingeniería y Administración 2, , EIA B/.* km Diseño , Inspección 1, , Indemnización B/. * km IDC 1, , TOTAL 40, , , Energización Santa Rita Panamá II 230 KV Debido a que este es un proyecto a largo plazo, en revisiones posteriores del Plan de Expansión se verificará la necesidad de este proyecto, el cual depende de futuras plantas térmicas a instalarse en la provincia de Colón. Debido a la entrada en operación de los proyectos termoeléctricos incluidos en el Plan Indicativo de Generación en el área de Colón, se ve la necesidad de reforzar el sistema de transmisión entre las subestaciones Santa Rita y Panamá II, con el fin de que las líneas de transmisión operen dentro de su límites permisibles de carga y a la vez, se garantice los adecuados niveles de seguridad y confiabilidad del mismo. Este refuerzo consiste en la energización en 230 KV de la línea Santa Rita Panamá II, la cual estará operando inicialmente en 115 KV desde el año En este sentido, es necesario realizar las siguientes expansiones en las subestaciones: Página No. 360 Noviembre de 2014

361 Será necesaria la ampliación de las subestaciones Santa Rita y Panamá II: Santa Rita: adición del patio de 230 KV con dos transformadores 230/115 KV, 100 MVA, dos naves de dos interruptores de 230 KV Panamá II: adición de dos naves de dos interruptores 230 KV En estas subestaciones se requiere todos los equipos y accesorios necesarios para la correcta instalación y operación de los nuevos interruptores. COSTOS Subestaciones: Inicio del Proyecto: enero de 2018 Inicio de Operación: enero de 2022 Página No. 361 Noviembre de 2014

EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. GERENCIA DE PROYECTOS INFORME DE PROYECTOS

EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. GERENCIA DE PROYECTOS INFORME DE PROYECTOS EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. GERENCIA DE PROYECTOS INFORME DE PROYECTOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Contenido No. Pág. ÍNDICE PROYECTO GUASQUITAS - CHANGUINOLA... - 4 - PROYECTO COLÓN FASE II...

Más detalles

Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013 2027. Tomo III Plan de Expansión de Transmisión. Gerencia de Planeamiento

Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013 2027. Tomo III Plan de Expansión de Transmisión. Gerencia de Planeamiento Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013 2027 Tomo III Plan de Expansión de Transmisión Gerencia de Planeamiento ETE-DTR-GPL-269-2013 21 de octubre de 2013 Panamá Ave. Ricardo J. Alfaro.

Más detalles

1. SISTEMA DE TRANSMISIÓN

1. SISTEMA DE TRANSMISIÓN Transmisión 1. SISTEMA DE TRANSMISIÓN La red de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) está constituida por las líneas de transmisión de alta tensión, subestaciones, transformadores y otros

Más detalles

REPÚBLICA DE PANAMÁ Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. Dirección del Centro Nacional de Despacho

REPÚBLICA DE PANAMÁ Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. Dirección del Centro Nacional de Despacho REPÚBLICA DE PANAMÁ Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. Dirección del Centro Nacional de Despacho Gerencia de Operaciones INFORME SOBRE LA COBERTURA DE LA DEMANDA Grupo de Planeamiento Operativo PLANOP-48-12-2014

Más detalles

ANEXO A PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2015 PROYECTOS APROBADOS

ANEXO A PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2015 PROYECTOS APROBADOS ANEXO A PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2015 PROYECTOS APROBADOS I. Plan de Expansión de Transmisión de Corto Plazo (Obligatorio Cumplimiento) 1. Proyecto Línea Santa Rita Panamá

Más detalles

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 20th Annual Central American Energy Conference EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 15 de junio de 2017 Plan de Expansión De acuerdo a lo establecido

Más detalles

Evaluación de la prefactibilidad de cogenerar

Evaluación de la prefactibilidad de cogenerar Evaluación de la prefactibilidad de cogenerar El objetivo de este análisis es determinar si existe algún sistema de cogeneración que se adapte a los requerimientos de la planta y los beneficios económicos

Más detalles

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2014

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2014 PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2014 Gerencia de Planeamiento 30 de septiembre de 2014 IEEE POTENCIA Y ENERGÍA 2014 Contenido 1. Marco Legal 2. Plan de Expansión 3. Criterios y Políticas

Más detalles

Auditorías Energéticas

Auditorías Energéticas Auditorías Energéticas IMPORTANTES RESULTADOS SE OBTIENEN CON LA REALIZACION DE AUDITORIAS ENERGETICAS APLICADAS A LOS SISTEMAS DE GENERACION, DISTRIBUCION Y CONSUMO DE VAPOR. LA REDUCCION DE COSTOS ES

Más detalles

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SINAC

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SINAC COES SINAC PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SINAC PR 01 PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE CORTO PLAZO PROGRAMACIÖN DE LA OPERACIÓN SEMANAL DEL SINAC Aprobado en S.D. N 03 del 08

Más detalles

Junio, 2014 ANTECEDENTES

Junio, 2014 ANTECEDENTES "MODERNIZACIÓN DE BANCOS DE TRANSFORMACIÓN PRIORITARIOS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DEL NOROESTE DE LA REPÚBLICA MEXICANA, PARA AFRONTAR LA DEMANDA DE ENERGÍA EN EL VERANO DEL 2014 - BANCO 2 DE LA SUBESTACIÓN

Más detalles

PORTAFOLIO DE SERVICIOS

PORTAFOLIO DE SERVICIOS PORTAFOLIO DE SERVICIOS Menú Haga click sobre el tema a consultar QUIÉNES SOMOS INTERCOLOMBIA TRANSELCA PORTAFOLIO DE SERVICIOS TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA CONEXIÓN AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Más detalles

0603

0603 Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2015 2029 Tomo III Plan de Expansión de Transmisión Gerencia de Planeamiento ETE-DTR-GPL-002-2016 12 de enero de 2016 Panamá 0602 0603 Contenido RESUMEN

Más detalles

Estabilizador de frecuencia y tensión basado en el volante de inercia. Proyecto de I+D+i. Subestación de Mácher 66 kv (Lanzarote)

Estabilizador de frecuencia y tensión basado en el volante de inercia. Proyecto de I+D+i. Subestación de Mácher 66 kv (Lanzarote) Estabilizador de frecuencia y tensión basado en el volante de inercia. Proyecto de I+D+i Subestación de Mácher 66 kv (Lanzarote) 24 de octubre del 2014 La inercia En física, la inercia es la propiedad

Más detalles

DISEÑO DE ACCIONES FORMATIVAS Y PLANIFICACIÓN DE LA FORMACIÓN MÁSTER EN MEDIO AMBIENTE Y ENERGÍAS RENOVABLES. PARTE III

DISEÑO DE ACCIONES FORMATIVAS Y PLANIFICACIÓN DE LA FORMACIÓN MÁSTER EN MEDIO AMBIENTE Y ENERGÍAS RENOVABLES. PARTE III DISEÑO DE ACCIONES FORMATIVAS Y PLANIFICACIÓN DE LA FORMACIÓN MÁSTER EN MEDIO AMBIENTE Y ENERGÍAS RENOVABLES. PARTE III Modalidad: Teleformación Horas de duración: 400 Objetivo general: -Adquirir las competencias

Más detalles

SECTOR ELÉCTRICO. Sector 8 JUNIO DE 2013 1. INTRODUCCIÓN

SECTOR ELÉCTRICO. Sector 8 JUNIO DE 2013 1. INTRODUCCIÓN JUNIO DE 2013 Sector 8 SECTOR ELÉCTRICO 1. INTRODUCCIÓN La Energía Eléctrica se considera un elemento fundamental en el desarrollo de un país, influenciando una región en aspectos tan cotidianos como el

Más detalles

PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE VALIDACION DE MODELOS MATEMATICOS DE UNIDADES GENERADORAS

PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE VALIDACION DE MODELOS MATEMATICOS DE UNIDADES GENERADORAS PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE VALIDACION DE MODELOS MATEMATICOS DE UNIDADES GENERADORAS 1. OBJETIVO Verificar la validez del modelo matemático de los sistema de control de las unidades generadoras del

Más detalles

Guía para Inversionistas del Mercado Eléctrico

Guía para Inversionistas del Mercado Eléctrico Guía para Inversionistas del Mercado Eléctrico EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. (ETESA) Plaza Sun Tower, Ave. Ricardo J. Alfaro, El Dorado, Tercer Piso Tel: (507) 501-3800 Fax: (507) 501-3506 w w

Más detalles

ANEXO I Capítulo 6 GENERACIÓN EÓLICA TÉCNICAMENTE ADMISIBLE EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PENINSULAR ESPAÑOL. ANEXO I (Capítulo 6)

ANEXO I Capítulo 6 GENERACIÓN EÓLICA TÉCNICAMENTE ADMISIBLE EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PENINSULAR ESPAÑOL. ANEXO I (Capítulo 6) ANEXO I Capítulo 6 GENERACIÓN EÓLICA TÉCNICAMENTE ADMISIBLE EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PENINSULAR ESPAÑOL RETELGAS 13/09/2002 GENERACIÓN EÓLICA TÉCNICAMENTE ADMISIBLE EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PENINSULAR ESPAÑOL

Más detalles

Norma ISO 14001: 2004

Norma ISO 14001: 2004 Norma ISO 14001: 2004 Sistema de Gestión Ambiental El presente documento es la versión impresa de la página www.grupoacms.com Si desea más información sobre la Norma ISO 14001 u otras normas relacionadas

Más detalles

3. ESTADOS FINANCIEROS PROFORMA

3. ESTADOS FINANCIEROS PROFORMA 3. ESTADOS FINANCIEROS PROFORMA 3.1 Concepto Los estados financieros pro forma son las proyecciones financieras del proyecto de inversión que se elaboran para la vida útil estimada o también llamado horizonte

Más detalles

VALIDACIÓN (HOMOLOGACIÓN) DE PROVEEDORES. Ciudad de Panamá, noviembre 2011

VALIDACIÓN (HOMOLOGACIÓN) DE PROVEEDORES. Ciudad de Panamá, noviembre 2011 VALIDACIÓN (HOMOLOGACIÓN) DE PROVEEDORES Ciudad de Panamá, noviembre 2011 TEMAS A TRATAR Escenario actual de las organizaciones. Evolución de la Calidad Principios de la Gestión de la Calidad. Beneficio

Más detalles

Electrificación en zonas rurales mediante sistemas híbridos

Electrificación en zonas rurales mediante sistemas híbridos Electrificación en zonas rurales mediante sistemas híbridos Julio 2013 Pág. 1 de 6 Antecedentes y situación actual En los últimos años, el crecimiento y desarrollo del sector fotovoltaico ha sufrido un

Más detalles

1.2 CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (CUSPT)

1.2 CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (CUSPT) 1.2 CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (CUSPT) Los CUSPT se aplicarán según las zonas establecidas por la ASEP, en el Reglamento de Transmisión, mediante la Resolución N. JD-5216, del

Más detalles

REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN TÍTULO VII. INFORME DEL MANEJO DE ACTIVOS Y DE GESTIÓN Aprobado mediante Resolución AN No.3473-Elec. de 7 de mayo de 2010 MAYO 2010 TITULO VII. INFORME DEL

Más detalles

VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN

VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL DE EEB 201 2012-2017 7 VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN Bogotá, Marzo 2012 CONTENIDO 1. OBJETIVO... 7 2. INFORMACIÓN UTILIZADA... 7

Más detalles

Proyectos de Energía Renovables en el Mercado Eléctrico Regional (MER)

Proyectos de Energía Renovables en el Mercado Eléctrico Regional (MER) Proyectos de Energía Renovables en el Mercado Eléctrico Regional (MER) Ing. José Roberto Linares Muñoz Gerencia Técnica CRIE San Salvador, 20 de agosto de 2015 Contenido Marco conceptual Capacidad instalada

Más detalles

ESTUDIO TÉCNICO MIGRACIÓN DE USUARIOS A NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES (MUNTS) 2015

ESTUDIO TÉCNICO MIGRACIÓN DE USUARIOS A NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES (MUNTS) 2015 ESTUDIO TÉCNICO MIGRACIÓN DE USUARIOS A NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES 2015 UNIDAD DE PROYECTOS EQUIPO CENTRO DE EXCELENCIA TÉCNICA TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN... 4 2. ALCANCE... 5 3. DEFINICIONES...

Más detalles

TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES

TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES Sean dos bobinas N 1 y N 2 acopladas magnéticamente. Si la bobina N 1 se conecta a una tensión alterna sinusoidal v 1 se genera en la bobina N 2 una tensión alterna v 2. Las variaciones de flujo en la

Más detalles

Gestión de la Configuración

Gestión de la Configuración Gestión de la ÍNDICE DESCRIPCIÓN Y OBJETIVOS... 1 ESTUDIO DE VIABILIDAD DEL SISTEMA... 2 ACTIVIDAD EVS-GC 1: DEFINICIÓN DE LOS REQUISITOS DE GESTIÓN DE CONFIGURACIÓN... 2 Tarea EVS-GC 1.1: Definición de

Más detalles

Norma ISO 14001: 2015

Norma ISO 14001: 2015 Norma ISO 14001: 2015 Sistema de Gestión Medioambiental El presente documento es la versión impresa de la página www.grupoacms.com Si desea más información sobre la Norma ISO 14001 u otras normas relacionadas

Más detalles

NORMAS DE ESTUDIOS DE ACCESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE NEAST- COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA CNEE

NORMAS DE ESTUDIOS DE ACCESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE NEAST- COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA CNEE COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA CNEE NORMAS DE ESTUDIOS DE ACCESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE NEAST GUATEMALA C.A. Página 1/9 INDICE NORMAS DE ESTUDIOS DE ACCESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE -NEAST- TITULO

Más detalles

PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN BÁSICO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN

PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN BÁSICO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN BÁSICO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN POD 1.1 CARACTERIZACIÓN DE LA DEMANDA E INFRAESTRUCTURAS DE RED DE DISTRIBUCIÓN 23 de julio de 2009 POD 1.1 CARACTERIZACIÓN DE

Más detalles

IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA DE GESTIÓN Y MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA SEGÚN LA NORMA UNE-EN 16001

IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA DE GESTIÓN Y MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA SEGÚN LA NORMA UNE-EN 16001 IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA DE GESTIÓN Y MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA SEGÚN LA NORMA UNE-EN 16001 ÍNDICE 1 OBJETO Y ALCANCE DE LA OFERTA. 1 2 PORQUÉ UN SISTEMA DE GESTIÓN ENERGÉTICA (SGE). 1 3 OBJETIVOS

Más detalles

Capítulo 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Capítulo 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Capítulo 6 6.1 CONCLUSIONES Los recubrimientos de Talavera son un producto complementario en la industria de la construcción, debido a lo específico del producto, se tuvo que realizar una investigación

Más detalles

Informe Central Térmica Jaguar, año 2009.

Informe Central Térmica Jaguar, año 2009. COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA Informe Central Térmica Jaguar, año 2009. 1. Introducción La Comisión Nacional de Energía Eléctrica mediante resolución CNEE-126-2007 aprobó las Bases de Licitación

Más detalles

Opinión sobre las Bases del Mercado Eléctrico y CEL s

Opinión sobre las Bases del Mercado Eléctrico y CEL s Opinión sobre las Bases del Mercado Eléctrico y CEL s La reforma energética representa una gran oportunidad para el sector ya que genera un marco legal firme a las inversiones privadas en el sector. Se

Más detalles

TARIFAS ELÉCTRICAS Y TARIFAS DE ÚLTIMO RECURSO PARA EL SEGUNDO SEMESTRE DE 2009 TARIFAS ELÉCTRICAS

TARIFAS ELÉCTRICAS Y TARIFAS DE ÚLTIMO RECURSO PARA EL SEGUNDO SEMESTRE DE 2009 TARIFAS ELÉCTRICAS TARIFAS ELÉCTRICAS Y TARIFAS DE ÚLTIMO RECURSO PARA EL SEGUNDO SEMESTRE DE 2009 TARIFAS ELÉCTRICAS CAMBIO DE DENOMINACIÓN EN LAS TARIFAS Según el RD 485/2009, de 3 de abril por el que se regula la puesta

Más detalles

1/14. Concretando ideas. Una filial de Hydro-Québec

1/14. Concretando ideas. Una filial de Hydro-Québec 1/14 Concretando ideas Una filial de Hydro-Québec PRESENTACIÓN 2/14 NER GÍADesde 1944. En 35 países alrededor del mundo, Hydro-Québec ha transformado grandes ideas en proyectos concretos. Desde evaluaciones

Más detalles

GUÍA 14 Diseño de Planes y Programas. Descripción

GUÍA 14 Diseño de Planes y Programas. Descripción GUÍA 14 Diseño de Planes y Programas Descripción El Diseño de Planes y Programas tiene como objetivo elaborar la proyección de la institución a corto, mediano y largo plazo, e impulsar y guiar las actividades

Más detalles

INFORME TÉCNICO PREVIO DE EVALUACIÓN DE SOFTWARE SOFTWARE MICROSOFT VISUAL STUDIO PREMIUM

INFORME TÉCNICO PREVIO DE EVALUACIÓN DE SOFTWARE SOFTWARE MICROSOFT VISUAL STUDIO PREMIUM INFORME TÉCNICO PREVIO DE EVALUACIÓN DE SOFTWARE SOFTWARE MICROSOFT VISUAL STUDIO PREMIUM I-OS-35-2015 1. Nombre del Área : Oficina de Sistemas 2. Responsables de la Evaluación : Eduardo Vasquez Díaz Ronald

Más detalles

DIRECCIÓN DE PROYECTOS GERENCIA DE PROYECTO INFORME DE AVANCE PROGRAMA DE PROYECTOS DE INVERSIÓN ETESA

DIRECCIÓN DE PROYECTOS GERENCIA DE PROYECTO INFORME DE AVANCE PROGRAMA DE PROYECTOS DE INVERSIÓN ETESA DIRECCIÓN DE PROYECTOS GERENCIA DE PROYECTO INFORME DE AVANCE PROGRAMA DE PROYECTOS DE INVERSIÓN ETESA Del 01 al 31 de diciembre de 2012 ÍNDICE CONTENIDO PÁG. I. Línea de Transmisión 115kV Santa Rita -

Más detalles

CALIDAD EN TUBOS T8 LED

CALIDAD EN TUBOS T8 LED CALIDAD EN TUBOS T8 LED Realizamos una comparación entre tres tipos de tubo LED, cada uno con diferente calidad; en este documento se explican sus diferencias. T8 120cm -18W Alta Calidad YAPI LED s Para

Más detalles

Alternativas de expansión del sistema en el mediano y largo plazo Visión de AES Gener. Juan Ricardo Inostroza L.

Alternativas de expansión del sistema en el mediano y largo plazo Visión de AES Gener. Juan Ricardo Inostroza L. Alternativas de expansión del sistema en el mediano y largo plazo Visión de AES Gener Juan Ricardo Inostroza L. 1 El producto requerido: la demanda eléctrica MW POTENCIA ENERGIA 0 24 Horas del día 2 Atributos

Más detalles

Colegio Salesiano San Ignacio Avda. María Auxiliadora nº7 11009 Cádiz Sección de Formación Profesional

Colegio Salesiano San Ignacio Avda. María Auxiliadora nº7 11009 Cádiz Sección de Formación Profesional UNIDAD 1. INTRODUCCIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO.. La energía eléctrica es conocida por el ser humano desde tiempos remotos. En la actualidad, el conocimiento profundo de ésta ha permitido la aplicación masiva

Más detalles

Capítulo IV. Manejo de Problemas

Capítulo IV. Manejo de Problemas Manejo de Problemas Manejo de problemas Tabla de contenido 1.- En qué consiste el manejo de problemas?...57 1.1.- Ventajas...58 1.2.- Barreras...59 2.- Actividades...59 2.1.- Control de problemas...60

Más detalles

Taller sobre Energía Eólica INER

Taller sobre Energía Eólica INER EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. Desde 1897, con ENERGÍA desarrolla e ilumina su futuro Taller sobre Energía Eólica INER INCIDENCIA DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EERSSA INGENIEROS

Más detalles

Norma ISO 9001: 2008. Sistema de Gestión de la Calidad

Norma ISO 9001: 2008. Sistema de Gestión de la Calidad Norma ISO 9001: 2008 Sistema de Gestión de la Calidad Hemos recibido una solicitud de información a través de nuestra Web (www.grupoacms.com). Próximamente un comercial de ACMS se pondrá en contacto con

Más detalles

MACHUPICCHU CUSCO - PERÚ PERÚ

MACHUPICCHU CUSCO - PERÚ PERÚ MODELOS DE LOS MERCADOS DE ELECTRICIDAD Y DE GAS NATURAL Inversión, Riesgo y Regulación Luis Bedoya Wallace Presidente del Directorio de Electroperú S.A. Porto, 11 de febrero de 2010 1 INVERSIONES EN LA

Más detalles

Proyectos de inversión y planes de negocio

Proyectos de inversión y planes de negocio Proyectos de inversión y planes de negocio En un entorno cada vez más cambiante, es imprescindible contar con estructuras flexibles y decisiones financieras que contribuyan a crear valor en su negocio.

Más detalles

CAPÍTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Para llevar a cabo este proyecto de manera exitosa fue necesario realizar un análisis

CAPÍTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Para llevar a cabo este proyecto de manera exitosa fue necesario realizar un análisis CAPÍTULO VII 7.1 Conclusiones Para llevar a cabo este proyecto de manera exitosa fue necesario realizar un análisis detallado de las variables que pueden afectar la exportación de un producto a un país

Más detalles

Programa Estatal de Energía Comisión Estatal de Energía

Programa Estatal de Energía Comisión Estatal de Energía C O M I S I Ó N E S TATA L D E E N E R G Í A Central Hidroeléctrica Tecate Tijuana Extensión territorial: 1,239.49 km 2 Densidad demográfica: 1,242.50 hab/km 2 Población: 1 540,072 habitantes Consumo diario:

Más detalles

Regulaciones del Sector Energías Renovables en México

Regulaciones del Sector Energías Renovables en México Regulaciones del Sector Energías Renovables en México "Mecanismos de entrada al mercado eléctrico para plantas fotovoltaicas México, D.F., 10 de septiembre de 2013 Ing. Enrique Guzmán Lara Dirección General

Más detalles

Técnicas de Planeación y Control

Técnicas de Planeación y Control Técnicas de Planeación y Control 1 Sesión No. 6 Nombre: Plan maestro de producción Contextualización En algunas empresas el éxito que se tiene es el de lograr abastecer sus productos en cortos espacios

Más detalles

PROYECTO HIDROELÉCTRICO CORPUS CHRISTI ESTUDIO DE REVISIÓN PARA SU IMPLEMENTACIÓN EN EL SECTOR PRIVADO FASE I

PROYECTO HIDROELÉCTRICO CORPUS CHRISTI ESTUDIO DE REVISIÓN PARA SU IMPLEMENTACIÓN EN EL SECTOR PRIVADO FASE I PROYECTO HIDROELÉCTRICO CORPUS CHRISTI ESTUDIO DE REVISIÓN PARA SU IMPLEMENTACIÓN EN EL SECTOR PRIVADO FASE I ASPECTOS ECONOMICOS FINANCIEROS El tiempo transcurrido desde la elaboración del Estudio de

Más detalles

Directrices para la auto- evaluación A.l Introducción

Directrices para la auto- evaluación A.l Introducción Directrices para la auto- evaluación A.l Introducción La auto evaluación es una evaluación cuidadosamente considerada que resulta en una opinión o juicio respecto de la eficacia y eficiencia de la organización

Más detalles

punto, es que los criterios de evaluación de las medidas antes citadas se ajustan a las medidas señaladas para la toma del indicador VTD.

punto, es que los criterios de evaluación de las medidas antes citadas se ajustan a las medidas señaladas para la toma del indicador VTD. CONSULTA Para esta Comisión es muy importante conocer los comentarios sectoriales relacionados con el contenido del entregable presentado por la firma Iteco en el marco del Contrato 038 de 2014, para avanzar

Más detalles

La electrificación de un yacimiento Modelado de redes eléctricas como soporte al desarrollo de yacimientos maduros

La electrificación de un yacimiento Modelado de redes eléctricas como soporte al desarrollo de yacimientos maduros Tema de tapa La electrificación de un yacimiento Modelado de redes eléctricas como soporte al desarrollo de yacimientos maduros Por Nicolás Spensieri Los campos maduros tienen en general un alto consumo

Más detalles

La importancia de dimensionar correctamente los sistemas de frenado en aerogeneradores residenciales.

La importancia de dimensionar correctamente los sistemas de frenado en aerogeneradores residenciales. La importancia de dimensionar correctamente los sistemas de frenado en aerogeneradores residenciales. La instalación de aerogeneradores en entornos urbanos requiere la implementación de importantes medidas

Más detalles

1. Introducción. Universidad de Cantabria 1-1

1. Introducción. Universidad de Cantabria 1-1 1. Introducción Las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica tuvieron que afrontar históricamente el problema que suponía el aumento de la energía reactiva que circulaba por sus líneas.

Más detalles

Antes de imprimir este documento piense en el medio ambiente!

Antes de imprimir este documento piense en el medio ambiente! Versión 1.0 Página 1 de 6 1. ajustado ambiental OBJETIVO Proporcionar herramientas metodológicas para el desarrollo, organización, ejecución y evaluación de simulacros, de una forma segura y confiable,

Más detalles

ANEXO 28 PLAN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES

ANEXO 28 PLAN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES ANEXO 28 PLAN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES 1 Plan de Expansión del Sistema de Comunicaciones A continuación presentamos una tabla que resume los proyectos contemplados dentro del Plan de Expansión del

Más detalles

PROYECTO CENTRAL HIDROELÉCTRICA QUITARACSA Generación de energía limpia para beneficio de Ancash y todo el Perú

PROYECTO CENTRAL HIDROELÉCTRICA QUITARACSA Generación de energía limpia para beneficio de Ancash y todo el Perú PROYECTO CENTRAL Generación de energía limpia para beneficio de Ancash y todo el Perú C reciendo Juntos PROYECTO CENTRAL En qué consiste el proyecto de la Central Hidroeléctrica Quitaracsa? El proyecto

Más detalles

Mantenimiento de Sistemas de Información

Mantenimiento de Sistemas de Información de Sistemas de Información ÍNDICE DESCRIPCIÓN Y OBJETIVOS... 1 ACTIVIDAD MSI 1: REGISTRO DE LA PETICIÓN...4 Tarea MSI 1.1: Registro de la Petición... 4 Tarea MSI 1.2: Asignación de la Petición... 5 ACTIVIDAD

Más detalles

Calderas y Sistemas de Agua Caliente.

Calderas y Sistemas de Agua Caliente. Calderas y Sistemas de Agua Caliente. El objetivo del presente artículo es entregar información técnica para diseñar, especificar y operar sistemas de agua caliente industriales. 1. Introducción Con frecuencia

Más detalles

Es momento de vender mi empresa? Cuánto vale? Quiénes pueden ser candidatos a comprarla?

Es momento de vender mi empresa? Cuánto vale? Quiénes pueden ser candidatos a comprarla? Es momento de vender mi empresa? Cuánto vale? Quiénes pueden ser candidatos a comprarla? Enero de 2014 Para la mayor parte de los empresarios, enfrentarse a la decisión o incluso la posibilidad de vender

Más detalles

EUSKAL AUTONOMIA ERKIDEGOKO INDUSTRI INGENIARIEN KONTSEILUA CONSEJO DE INGENIEROS INDUSTRIALES DEL PAIS VASCO

EUSKAL AUTONOMIA ERKIDEGOKO INDUSTRI INGENIARIEN KONTSEILUA CONSEJO DE INGENIEROS INDUSTRIALES DEL PAIS VASCO Índice de contenidos para un PROYECTO DE INSTALACIONES RECEPTORAS DE GAS NATURAL Según norma UNE 157001 sobre Criterios generales para la elaboración de Proyectos Actualizados a la normativa técnica de

Más detalles

CONSEJO DE NORMALIZACIÓN Y CERTIFICACIÓN DE COMPETENCIA LABORAL NORMAS TÉCNICAS DE COMPETENCIA LABORAL

CONSEJO DE NORMALIZACIÓN Y CERTIFICACIÓN DE COMPETENCIA LABORAL NORMAS TÉCNICAS DE COMPETENCIA LABORAL I. Datos Generales de la Calificación CINF0286.01 Título Análisis y diseño de redes de datos Propósito Proporcionar un referente para evaluar la competencia en las funciones relativas al análisis y diseño

Más detalles

Elementos requeridos para crearlos (ejemplo: el compilador)

Elementos requeridos para crearlos (ejemplo: el compilador) Generalidades A lo largo del ciclo de vida del proceso de software, los productos de software evolucionan. Desde la concepción del producto y la captura de requisitos inicial hasta la puesta en producción

Más detalles

Cómo Reducir la Factura de Energía Eléctrica Corrigiendo el Factor de Potencia

Cómo Reducir la Factura de Energía Eléctrica Corrigiendo el Factor de Potencia Cómo Reducir la Factura de Energía Eléctrica Corrigiendo el Factor de Potencia Por Ing. José Luís Ola García ( 1 ) RESUMEN El elevado consumo de la Potencia Reactiva (aumento de la necesidad de magnetizar

Más detalles

REGLAMENTO DE DESPACHO Y OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

REGLAMENTO DE DESPACHO Y OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO REGLAMENTO DE DESPACHO Y OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO CAPÍTULO I ASPECTOS GENERALES Artículo 1.- Objetivo y Ámbito.- El presente Reglamento establece las normas para la administración

Más detalles

Especificación para la Interconexión a la Red Eléctrica de Baja Tensión de Sistemas Fotovoltaicos con capacidad hasta 30 kw

Especificación para la Interconexión a la Red Eléctrica de Baja Tensión de Sistemas Fotovoltaicos con capacidad hasta 30 kw Especificación para la Interconexión a la Red Eléctrica de Baja Tensión de Sistemas Fotovoltaicos con capacidad hasta 30 kw 1 Contenido de la Especificación 1.- Objetivo 2.- Campo de aplicación 3.- Normas

Más detalles

El Mercado Eléctrico Panameño

El Mercado Eléctrico Panameño El Mercado Eléctrico Panameño Descripción General Victor Carlos Urrutia Autoridad Nacional de los Servicios Públicos Madrid, 19 de junio de 2007 COMPETENCIA DE LA ASEP Regular y controlar la prestación

Más detalles

CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO EN COLOMBIA

CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO EN COLOMBIA CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO EN COLOMBIA Noviembre 2011 Pablo Hernán Corredor Avella 2 Contenido Pilares - Inductores para la confiabilidad de suministro Retos de Mercado eléctrico Confiabilidad del Mercado

Más detalles

ENERGIA EÓLICA. Definición

ENERGIA EÓLICA. Definición En materia energética y específicamente en las fuentes de su generación, existen distintos factores que inciden directamente en el desarrollo de cada comunidad, provincia o nación. La demanda de electricidad

Más detalles

Universidad acional Experimental Del Táchira Decanato de Docencia Departamento de Ingeniería en Informática

Universidad acional Experimental Del Táchira Decanato de Docencia Departamento de Ingeniería en Informática Universidad acional Experimental Del Táchira Decanato de Docencia Departamento de Ingeniería en Informática Metodología Evolutiva Incremental Mediante Prototipo y Técnicas Orientada a Objeto (MEI/P-OO)

Más detalles

Dirección de Eficiencia Energética

Dirección de Eficiencia Energética ALUMBRADOPÚBLICO Abril 2011 Dirección de Eficiencia Energética ANTECEDENTES Es un hecho real el que energía eléctrica nos cueste cada día más, ésta conducta seguirá afectando a todos los sectores productivos

Más detalles

UTILIZACION DE LOS KPI S Y DE LOS SISTEMAS DE INFORMACION PARA LA TOMA DE DECISIONES

UTILIZACION DE LOS KPI S Y DE LOS SISTEMAS DE INFORMACION PARA LA TOMA DE DECISIONES UTILIZACION DE LOS KPI S Y DE LOS SISTEMAS DE INFORMACION PARA LA TOMA DE DECISIONES El mantenimiento de los activos ha alcanzado elevados niveles de sofisticación que han permitido que la moderna Gerencia

Más detalles

RETIE: REGULACIÓN DE TENSIÓN EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS

RETIE: REGULACIÓN DE TENSIÓN EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS Boletín Técnico - Marzo 2005 CONTENIDO Caida de Tensión 2 Impedancia Eficaz 2 Regulación 8 Ejemplos 9 Conclusiones y comentarios 16 Dirección y Coordinación: Departamento de Mercadeo CENTELSA Información

Más detalles

Regulación Energética y Mercados Minoristas

Regulación Energética y Mercados Minoristas Regulación Energética y Mercados Minoristas (Algunos Retos del Regulador) Reunión ARIAE-UE Madrid, Abril 2010 Índice 1. Datos Generales de la Región Centroamericana 2. Regulación Energética y Mercados

Más detalles

PLANEACIÒN FINANCIERA

PLANEACIÒN FINANCIERA PLANEACIÒN FINANCIERA CLAVE: LII 301 PROFESOR: MTRO. ALEJANDRO SALAZAR GUERRERO 1 1. PLANEACIÒN. 1.1 Concepto de Planeación. 1.2 Importancia de la Planeación. 1.3 Tipos de Planeación. 1.3.1 Planes de Recursos

Más detalles

ALMACENAMIENTOS DE GAS NATURAL Capítulo 12. Capítulo 12 ALMACENAMIENTOS DE GAS NATURAL

ALMACENAMIENTOS DE GAS NATURAL Capítulo 12. Capítulo 12 ALMACENAMIENTOS DE GAS NATURAL Capítulo 12 ALMACENAMIENTOS DE GAS NATURAL RETELGAS 13/09/2002 12. ALMACENAMIENTOS DE GAS NATURAL 12.1 Descripción de la actividad La actividad de almacenamiento tiene dos funciones principales: - Modulación

Más detalles

ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS

ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS QUITO INGENIERIA MECANICA ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS JUAN MARCELO IBUJES VILLACÍS ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS Contenido tomado de referencia de la Guía de los Fundamentos para la Dirección de Proyectos

Más detalles

Área Vinculación Clientes Energía. Conexión y Vinculación de Clientes al Servicio de Energía

Área Vinculación Clientes Energía. Conexión y Vinculación de Clientes al Servicio de Energía Área Vinculación Clientes Energía Conexión y Vinculación de Clientes al Servicio de Energía EPM Conexión y Vinculamos Clientes al Mercado de Energía Disponibilidad Punto de Conexión Proyecto, estudios,

Más detalles

Modelos de líneas de transmisión en estado estacionario... 2

Modelos de líneas de transmisión en estado estacionario... 2 Modelos de líneas de transmisión en estado estacionario Prof Ing Raúl ianchi Lastra Cátedra: CONTENIDO Modelos de líneas de transmisión en estado estacionario Introducción Constantes del cuadripolo Modelos

Más detalles

Dirección de Planificación y Desarrollo Descripción de Programas y Proyectos - Octubre - 2014

Dirección de Planificación y Desarrollo Descripción de Programas y Proyectos - Octubre - 2014 Dirección de Planificación y Desarrollo Descripción de Programas y Proyectos - Octubre - 2014 Proveer el Data Center de equipo para la prevención y sofocación de incendios La Superintendencia de Valores

Más detalles

REGULACIONES ESPECÍFICAS DE LAS ACTIVIDADES DE AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN

REGULACIONES ESPECÍFICAS DE LAS ACTIVIDADES DE AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN REGULACIONES ESPECÍFICAS DE LAS ACTIVIDADES DE AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN RESOLUCIÓN AN No. 5046-Elec. De 30 de diciembre de 2011 REGULACIONES ESPECÍFICAS DE LAS ACTIVIDADES DE AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN

Más detalles

Procedimiento para la interconexión de Generadores a la Red de Distribución

Procedimiento para la interconexión de Generadores a la Red de Distribución Procedimiento para la interconexión de Generadores a la Realizado por: RA Aprobado por: SP Aprobado por: 1 de 9 Índice Capitulo Tema Pagina 1. Objeto 3 2. Alcance 3 3. Definiciones 3 4. Condiciones generales

Más detalles

Proceso: AI2 Adquirir y mantener software aplicativo

Proceso: AI2 Adquirir y mantener software aplicativo Proceso: AI2 Adquirir y mantener software aplicativo Se busca conocer los estándares y métodos utilizados en la adquisición de y mantenimiento del software. Determinar cuál es proceso llevado a cabo para

Más detalles

ANEJO 17. REPOSICIÓN DE SERVICIOS AFECTADOS

ANEJO 17. REPOSICIÓN DE SERVICIOS AFECTADOS ANEJO 17. REPOSICIÓN DE SERVICIOS AFECTADOS ESTUDIOS INFORMATIVOS PARA EL DESARROLLO DE LA RED DE ALTA VELOCIDAD EN ASTURIAS. TRAMO POLA DE LENA-OVIEDO ANEJO 17. REPOSICIÓN DE SERVICIOS AFECTADOS ÍNDICE

Más detalles

1.1 EL ESTUDIO TÉCNICO

1.1 EL ESTUDIO TÉCNICO 1.1 EL ESTUDIO TÉCNICO 1.1.1 Definición Un estudio técnico permite proponer y analizar las diferentes opciones tecnológicas para producir los bienes o servicios que se requieren, lo que además admite verificar

Más detalles

LICITACIÓN ABIERTA PEG 2-2012

LICITACIÓN ABIERTA PEG 2-2012 LICITACIÓN ABIERTA PEG 2-2012 INTRODUCCIÓN De acuerdo a lo establecido en la Ley General de Electricidad, las empresas Distribuidoras deben efectuar contratos con empresas generadoras, que les garanticen

Más detalles

1. Construcción de Planes de Acción Sectoriales (PAS)

1. Construcción de Planes de Acción Sectoriales (PAS) 1. Construcción de Planes de Acción Sectoriales (PAS) La construcción de los PAS es la prioridad de trabajo de la ECDBC en el 2013. Los PAS estarán constituidos por diferentes medidas de mitigación (políticas,

Más detalles

EnergyPRO. Descripción General

EnergyPRO. Descripción General Roger de Llúria 29, 3r 2a 08009 Barcelona Tel.: (+34) 93 342 47 55 Fax: (+34) 93 342 47 56 www.aiguasol.coop EnergyPRO Descripción General EnergyPRO es un paquete de software de simulación muy avanzado

Más detalles

OPTIMIZACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA y CALIDAD DE LA ENERGÍA

OPTIMIZACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA y CALIDAD DE LA ENERGÍA OPTIMIZACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA y CALIDAD DE LA ENERGÍA Introducción En la gran mayoría de las industrias, hoteles, hospitales, tiendas departamentales, etc. existen gran cantidad de motores; en equipo

Más detalles

"Diseño, construcción e implementación de modelos matemáticos para el control automatizado de inventarios

Diseño, construcción e implementación de modelos matemáticos para el control automatizado de inventarios "Diseño, construcción e implementación de modelos matemáticos para el control automatizado de inventarios Miguel Alfonso Flores Sánchez 1, Fernando Sandoya Sanchez 2 Resumen En el presente artículo se

Más detalles

Unimos Panamá con Energía

Unimos Panamá con Energía EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S,A. 2009-2013 Unimos Panamá con Energía AGENDA Mercado Demanda Generación CMS ETESA como comprador. Reglas Licitaciones Los resultados Refuerzos de la Línea de Transmisión

Más detalles

ESTUDIO DEL SISTEMA ESTÁTICO DE PROTECCIÓN DE UNA TURBINA A GAS

ESTUDIO DEL SISTEMA ESTÁTICO DE PROTECCIÓN DE UNA TURBINA A GAS ESTUDIO DEL SISTEMA ESTÁTICO DE PROTECCIÓN DE UNA TURBINA A GAS Patricio León Alvarado 1, Eduardo León Castro 2 1 Ingeniero Eléctrico en Potencia 2000 2 Director de Tesis. Postgrado en Ingeniería Eléctrica

Más detalles

1. MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

1. MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD Mercado Mayorista 1. MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD El mercado mayorista es el ámbito en el cual actúan, por un lado los agentes productores (generadores, autogeneradores, cogeneradores e interconexiones

Más detalles

TEST DE IDONEIDAD BORRADOR.

TEST DE IDONEIDAD BORRADOR. TEST DE IDONEIDAD BORRADOR. 31 de Octubre de 2007 Introducción Uno de los principales cambios que incorpora la MiFID y su normativa de desarrollo para las entidades incluidas en su ámbito de aplicación,

Más detalles